Avaliação Experimental De Um Coletor Solar Pvt

Transcript

CENTRO FEDERAL DE EDUCAÇÃO TECNÓLOGICA DE MINAS GERAIS Diretoria de Pesquisa e Pós-Graduação Programa de Pós-Graduação em Engenharia da Energia Paulo Rocha Viana Avaliação Experimental de um Protótipo de Coletor Solar Hibrido para Geração Simultânea de Água quente e Eletricidade. Belo Horizonte 2014 Paulo Rocha Viana Avaliação Experimental de um Protótipo de Coletor Solar Hibrido para Geração Simultânea de Água quente e Eletricidade. Dissertação apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia da Energia, em associação ampla entre o Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais e a Universidade Federal de São João Del Rei, como requisito parcial para a obtenção do título de Mestre em Engenharia da Energia. Linha de pesquisa: Sistemas energéticos Orientador: Prof. Dr. José Henrique Martins Neto Belo Horizonte 2014 Paulo Rocha Viana Avaliação Experimental de um Protótipo de Coletor Solar Hibrido para Geração Simultânea de Água quente e Eletricidade. Dissertação apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia da Energia, em associação ampla entre o Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais e a Universidade Federal de São João Del Rei, como requisito parcial para a obtenção do título de Mestre em Engenharia da Energia. Aprovado em, 19 de setembro de 2014 Banca Examinadora Profº. Drº. Nome do prof. Dr. José Henrique Martins Neto Profº. Drº. Nome do prof. Dr. André Guimarães Ferreira Profº. Drº. Nome do prof. Dra. Cristiana Brasil Maia Dedicatória A minha família, minha esposa Zilá, meus filhos Danielle, Ana Paula e Pablo, ao meu genro Evandro, aos meus netos Eduardo, Mariana, em especial ao “Arthuzinho” parceiro das experiências que me acompanhou durante a construção do protótipo com curiosidade e impressionante interesse por energia solar. Agradecimentos A Deus por tudo que tenho recebido por me dar forças para realizar mais este sonho em minha vida. Ao professor Orientador José Henrique Martins, que com presteza e eficiência conduziu o trabalho, onde as decisões foram sempre tomadas de comum acordo, acima de tudo pelo exemplo de pesquisador. A minha esposa Zilá pelo apoio e compreensão, não só nessa jornada, mas ao longo de nossas vidas. Ao prof. André Guimarães que prontamente se dispôs a me orientar nas calibrações dos sensores de temperatura. A CAPES pela concessão de bolsa parcial. Aos colegas Samantha, Alexandre, Márcio, Rômulo, José Marques e Savoi que de alguma forma contribuíram para a realização do trabalho. Ao secretário Marcos Lins sempre educado e eficiente, aos professores e aos demais servidores do CEFET-MG, os quais sempre me atenderam com boa vontade e educação. A diretoria de pesquisa e pós-graduação pela oportunidade de realizar esse trabalho. Aos proprietários da empresa “Sol frios” que gentilmente contribuíram com a doação do reservatório térmico e a bancada suporte. Epígrafe “O cientista não é o homem que fornece as verdadeiras respostas; é quem faz as verdadeiras perguntas.” (Claude Lévi-Strauss). Lista de Ilustrações Figura 1 - Coletor solar de placa plana ..................................................................................... 22 Figura 2 - Participação dos coletores solares em diferentes setores no Brasil ......................... 23 Figura 3 - Sistemas fotovoltaicos em casas geminadas no município de Pentecoste – CE...... 24 Figura 4 - Primeiro painel fotovoltaico com células de silício ................................................. 26 Figura 5 – Vanguard l ............................................................................................................... 26 Figura 6 - Célula fotovoltaica de silício mono cristalino ......................................................... 27 Figura 7 - Célula fotovoltaica de silício poli cristalino ............................................................ 28 Figura 8 - Célula fotovoltaica de silício amorfo ....................................................................... 28 Figura 9 - Coletor solar PVT ar ................................................................................................ 30 Figura 10 - (A) PVT plano; (B) PVT canal; (C) PVT fluxo livre; (D) PVT duplo absorvedor32 Figura 11 - Coletor solar PVT (Chow et al. 2006) ................................................................... 33 Figura 12 - Coletor solar BIPVT .............................................................................................. 34 Figura 13 - Superfície superior da placa absorvedora do coletor ............................................. 37 Figura 14 - Superfície inferior da placa absorvedora do coletor .............................................. 37 Figura 15 - Dimensões dos canais da placa absorvedora ........................................................ 38 Figura 16 - Kit células painel fotovoltaico ............................................................................... 39 Figura 17 - Coletor solar PVT montado ................................................................................... 40 Figura 18 - Coletor solar PVT montado. .................................................................................. 41 Figura 19 - Localização dos sensores de temperatura .............................................................. 42 Figura 20 - Corte longitudinal do reservatório de água quente com os suportes ..................... 43 Figura 21 - Seção transversal do reservatório. ......................................................................... 44 Figura 22 - Corte longitudinal do reservatório mostrando os suportes e os sensores de temperatura nos três níveis ....................................................................................................... 45 Figura 23 - Montagem dos sensores de temperatura nos suportes ........................................... 46 Figura 24 - Foto do topo dos reservatórios de água quente e fria, e os sensores de temperatura .................................................................................................................................................. 47 Figura 25 - Foto superior do reservatório de água fria ............................................................. 48 Figura 26 - Tubulação de saída de água do reservatório para o coletor ................................... 49 Figura 27 - Foto mostrando a tubulação que conecta os reservatórios de águia fria e quente para reposição de água e a tubulação de ligação do reservatório de água quente ao coletor ... 50 Figura 28 - Diagrama do circuito elétrico carga resistiva ........................................................ 51 Figura 29 - Circuito de potência com as conexões para o painel fotovoltaico, saídas do shunt para conexão com o sistema de aquisição de dados ................................................................. 52 Figura 30 - Vista frontal e vista da parte traseira do MP – 160 mostrando os terminais ......... 53 Figura 31 - Foto do sistema de aquisição de dados. ................................................................. 54 Figura 32 - Foto do Anemômetro de pás rotativas. .................................................................. 55 Figura 33 - Foto do Piranômetro CPM - 21. ............................................................................ 55 Figura 34 - Foto do resistor shunt usado nos testes .................................................................. 56 Figura 35 - Banho termostático ................................................................................................ 62 Figura 36 - Gnômon ................................................................................................................. 70 Figura 37 - Vista do coletor PVT completo ............................................................................ 71 Figura 38 – Principais ângulos ................................................................................................. 72 Figura 39 - Ângulos de refração ............................................................................................... 73 Figura 40 - Curvas características I x V ................................................................................... 77 Figura 41 - Coletor solar PVT protegido .................................................................................. 89 Figura 42 – Variação das temperaturas na placa sem resfriamento ......................................... 91 Figura 43 – Curva característica I x V sem circulação de água no coletor .............................. 92 Figura 44 – Temperaturas da placa com o resfriamento e G igual a 1201 W/m² ..................... 93 Figura 45 - Curva característica I x V. G igual a 1201 W/m² .................................................. 94 Figura 46 – Temperaturas da placa com resfriamento e G igual a 1247 W/m². ....................... 95 Figura 47 - Curva característica I x V com resfriamento ......................................................... 96 Figura 48 - Comportamento das temperaturas por camadas de água no reservatório ............ 101 Figura 49 – Balanço de energia no reservatório ..................................................................... 108 Figura 50 – Temperaturas médias .......................................................................................... 109 Figura 51 – Comportamento das temperaturas da placa......................................................... 111 Figura 52 – Radiação solar ..................................................................................................... 113 Figura 53 – Balanço de energia no coletor PVT .................................................................... 116 Figura 54 - Eficiência térmica, elétrica e global do PVT ...................................................... 117 Lista de Tabelas Tabela 1 - Nomeação dos sensores de temperatura .................................................................. 46 Tabela 2 - Valor médio das medições realizadas. .................................................................... 57 Tabela 3 - Análise da calibração............................................................................................... 57 Tabela 4 - Grau de liberdade e número de medições ............................................................... 60 Tabela 5 - Coeficiente de Student em função do número do grau de liberdade efetiva ........... 61 Tabela 6 - Resultado da calibração ........................................................................................... 61 Tabela 7 - Dados do certificado de calibração. ........................................................................ 63 Tabela 8 - Interpolação linear ................................................................................................... 63 Tabela 9 - Temperatura média liquida dos três ciclos de medições. ........................................ 64 Tabela 10 - Grau de liberdade e número de medições. ............................................................ 65 Tabela 11 - Coeficiente de Student em função do número do grau de liberdade efetiva. ........ 66 Tabela 12 - Análise da calibração............................................................................................. 67 Tabela 13 - Resultado da calibração. ........................................................................................ 67 Tabela 14 - Correções – Grupo 1. ............................................................................................ 68 Tabela 15 - Correções – Grupo 2. ............................................................................................ 68 Tabela 16 - Correções – Grupo 3. ............................................................................................ 68 Tabela 17 - Correções – Grupo 4. ............................................................................................ 69 Tabela 18 - Temperaturas da placa sem resfriamento .............................................................. 90 Tabela 19 - Parâmetros do coletor sem resfriamento ............................................................... 92 Tabela 20 - Temperaturas da placa com resfriamento .............................................................. 93 Tabela 21 - Parâmetros do coletor com resfriamento ............................................................... 93 Tabela 22 - Temperaturas da placa com resfriamento .............................................................. 94 Tabela 23 - Parâmetros do coletor com circulação de água e G igual a 1247 W/m²................ 95 Tab. 24 - Dados das curvas características ............................................................................... 96 Tabela 25 - Dados das curvas características I x V .................................................................. 97 Tabela 26 - Parâmetros do PV .................................................................................................. 98 Tabela 27 – Períodos horários .................................................................................................. 99 Tabela 28 - Calor retirado do reservatório ............................................................................. 103 Tabela 29 - Materiais do reservatório ..................................................................................... 104 Tabela 30 - Variação da energia no reservatório .................................................................... 104 Tabela 31 - Coeficiente de perdas térmicas ............................................................................ 105 Tabela 32 - Calor perdido no reservatório .............................................................................. 106 Tabela 33 - Calor útil do coletor ............................................................................................. 107 Tabela 34 – Temperatura média da placa ............................................................................... 110 Tabela 35 - Produto transmissividade-absorvidade “(𝝉𝜶)” ................................................... 112 Tabela 36 – Materiais do coletor ............................................................................................ 113 Tabela 37 -Energia armazenada no coletor ............................................................................ 114 Tabela 38 - Trabalho elétrico realizado .................................................................................. 115 Tabela 39 – Resultados obtidos por dia .................................................................................. 118 Tabela 40 - Parâmetros dos painéis ........................................................................................ 119 Tabela 41 – Parâmetros dos coletores .................................................................................... 120 Tabela 42 - Custo dos materiais ............................................................................................. 122 Tabela 43 - Energia global média gerada ............................................................................... 122 Lista de Abreviaturas e Siglas ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica BEEMG Balanço Energético do Estado de Minas Gerais BIPVT Coletor Fotovoltaico/Térmico Integrado a construção CEFET MG Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais EVA Acetato de Etil Vinila I-V Curva Característica do PV INMETRO Instituto Nacional de Metrologia MME Ministério de Minas e Energia PBE Programa Brasileiro de Etiquetagem PVC Poli Cloreto de Vinila PVT Painel solar Fotovoltaico e Térmico EPS Poliestireno expandido (Isopor) Lista de símbolos γ Ângulo de azimute da superfície θ Ângulo de incidência β Ângulo formado entre a superfície do coletor e o plano horizontal ω Ângulo horário AC Área de abertura do coletor (m²) APV Área do painel fotovoltaico (m²) 𝐐𝐩𝐞𝐫𝐝,𝐜𝐨𝐥 Calor perdido no coletor (kJ/h) 𝐐𝐩𝐞𝐫𝐝,𝐫𝐞𝐬 Calor perdido no reservatório (kJ/h) 𝐐𝐫𝐞𝐭,𝐫𝐞𝐬 Calor retirado do reservatório (KJ/h) 𝐐𝐮,𝐜𝐨𝐥 Calor Útil (kJ/h) µ𝑰𝒔𝒄 Coeficiente de variação da corrente de curto-circuito µ𝑽𝒐𝒄 Coeficiente de variação da tensão de circuito aberto ̅ 𝑨,𝒓𝒆𝒔. 𝑼 Coeficiente médio de perdas térmicas no reservatório (kJ/°C) 𝒓⫽ Componente paralela da radiação não polarizada 𝒓⊥ Componente perpendicular da radiação não polarizada IMP Corrente elétrica máxima de pico (A) 𝛈𝐄𝐥𝐞 Eficiência elétrica 𝛈𝐓 Eficiência térmica 𝐄𝐚𝐫𝐦,𝐜𝐨𝐥 Energia armazenada no Coletor (kJ/h) 𝒏𝟏 Índice de refração do ar 𝒏𝟐 Índice de refração do vidro I PMP Intensidade da corrente elétrica (A) Potência máxima de pico (W) S Produto (𝛕𝛂) e a radiação solar incidente no plano do coletor (kJ/m²) G Radiação solar global instantânea (W/m²) RS Resistência série (Ω) V Tensão elétrica (V) VMP Tensão Máxima de Pico (V) 𝐖𝐄𝐥𝐞 Trabalho elétrico (kJ/h) 𝚫𝐮𝐑 Variação da energia no reservatório (kJ/h) Resumo Um protótipo de coletor solar do tipo fotovoltaico / térmico (PVT) foi construído para gerar simultaneamente eletricidade e energia térmica para aquecimento de água para fins domésticos. O coletor térmico foi constituído de uma placa absorvedora de aço inoxidável formada por canais internos por onde circulava a água através de circulação natural. No lado superior da placa absorvedora foi instalado um circuito elétrico formado por células fotovoltaicas de silício poli cristalino. O sistema de aquecimento de água do coletor constou de um reservatório térmico que possibilitou o armazenamento de água quente com estratificação natural, simulando os coletores de uso residencial encontrados no mercado. Sensores de temperatura foram instalados no coletor e no reservatório térmico visando determinar as energias armazenadas nos mesmos. Um padrão de consumo diário de água quente foi implementado com retirada de água quente em horário selecionado. O sistema foi avaliado experimentalmente em quatro dias consecutivos visando avaliar o comportamento diário do coletor PVT através de balanços energéticos realizados no coletor solar e no reservatório térmico. As eficiências térmica, elétrica e global do coletor PVT foram determinadas visando avaliar as vantagens da geração simultânea de eletricidade e calor comparada com sistemas convencionais de geração térmica e elétrica não simultânea, utilizando componentes separados. O protótipo foi primeiramente submetido a testes de caracterização para levantamento das curvas características “I versus V” nas condições com e sem resfriamento visando determinar os parâmetros do painel fotovoltaico. De acordo com os resultados dos ensaios, a eficiência térmica média do coletor foi de 33,1 % e a eficiência elétrica média de 6,8%. Após a análise dos resultados dos ensaios foi realizado um estudo da viabilidade técnica e econômica do coletor. Palavras-chave: Coletor solar Fotovoltaico / térmico (PVT); Fotovoltaico (PV); Eficiência térmica e elétrica. Abstract A prototype solar collector photovoltaic / thermal type (PVT) was constructed to simultaneously generate electricity and thermal energy for heating water for domestic purposes. The thermal collector is formed from a stainless steel plate absorber consists of internal channels through which water circulated through natural circulation. On the upper side of the absorber plate, an electric circuit formed by photovoltaic cells polycrystalline silicon has been installed. The system of water heating collector consisted of a thermal reservoir, which allowed the storage of hot water with natural stratification, simulating collectors residential use found in the market. Temperature sensors were installed in the collector and the thermal reservoir to determine the energy stored in them. A standard daily hot water consumption was implemented with withdrawal of hot water in selected time. The system was evaluated experimentally on four consecutive days to evaluate the daily performance of the PVT collector through energy audits conducted in the solar collector and the heat reservoir. The thermal, electrical and overall efficiencies PVT collector were determined to evaluate the advantages of simultaneous generation of electricity and heat systems compared to conventional thermal electricity generation and not simultaneously, using separate components. The prototype was first subjected to characterization tests to survey the characteristic curves "I versus V" conditions with and without cooling to determine the parameters of the PV panel. According to the test results, the average thermal efficiency of the collector was 33,1% and the mean electrical efficiency of 6,8%. After analyzing the results of a study, testing the technical and economic viability of the collector was performed. Keywords: Collector Solar Photovoltaic / Thermal (PVT); Photovoltaic (PV); Thermal and electrical efficiency. SUMÁRIO INTRODUÇÃO ........................................................................................................................ 18 1.1 Motivação .................................................................................................................. 18 1.2 Justificativa ................................................................................................................ 19 1.3 Objetivo Geral ............................................................................................................ 20 1.4 Objetivos Específicos ................................................................................................ 20 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................................. 21 2.1 Energia solar .............................................................................................................. 21 2.2 A célula fotovoltaica .................................................................................................. 25 2.3 Coletor solar PVT (Fotovoltaico e Térmico) ............................................................. 29 2.4 Estado da arte: Coletor solar PVT ............................................................................. 30 MATERIAIS E MÉTODOS..................................................................................................... 36 3.1 O coletor solar térmico .............................................................................................. 36 3.2 O painel fotovoltaico (PV) ......................................................................................... 38 3.3 Complementos do painel PVT ................................................................................... 39 3.4 Sensores de temperatura instalados no coletor .......................................................... 41 3.5 Reservatório de água quente ...................................................................................... 42 3.6 Sensores de temperatura ............................................................................................ 45 3.7 Reservatório de água fria ........................................................................................... 47 3.8 Plataforma de suporte do sistema solar...................................................................... 48 3.9 Circuito de potência elétrica (Carga resistiva) ........................................................... 50 3.10 Instrumentos............................................................................................................... 52 3.10.1 Traçador de curvas I x V .................................................................................... 52 3.10.2 Sistema de aquisição de dados............................................................................ 53 3.10.3 Anemômetro ....................................................................................................... 54 3.10.4 Piranômetro ........................................................................................................ 55 3.11 Calibração do resistor shunt ....................................................................................... 55 3.11.1 Procedimentos para a calibração do resistor shunt ............................................. 56 3.11.2 Determinação dos parâmetros para a calibração. ............................................... 57 3.11.3 Determinação da Incerteza padrão combinada (uc) ............................................ 58 3.12 Calibração dos sensores de temperaturas termopar tipo – T ..................................... 61 3.12.1 Determinação da Incerteza padrão combinada (uc). ........................................... 64 3.13 MÉTODOS ................................................................................................................ 70 3.13.1 Determinação do norte geográfico. .................................................................... 70 3.13.2 Determinação do produto transmissividade-absorvidade (τα) ........................... 72 3.13.3 Determinação dos parâmetros do coletor PVT ................................................... 75 3.13.4 Método para determinação do calor útil gerado no coletor ................................ 77 3.13.5 Balanço de energia no reservatório térmico ....................................................... 78 3.13.6 Cálculo do calor retirado do reservatório. .......................................................... 80 3.13.7 Cálculo da energia armazenada no reservatório ................................................. 80 3.13.8 Cálculo do calor perdido pelo reservatório......................................................... 81 3.13.9 Método para determinar o trabalho elétrico ....................................................... 83 3.13.10 Método para determinação da energia perdida no coletor .............................. 83 3.13.11 Determinação das eficiências térmica, elétrica e global do coletor PVT ....... 87 RESULTADOS EXPERIMENTAIS ....................................................................................... 89 4.1 Procedimentos para realização dos testes experimentais. .......................................... 89 4.2 Teste I: Determinação das curvas características do coletor PVT ............................. 90 4.3 Curvas características com o PVT próximo à NOCT (sem resfriamento)................. 90 4.4 Teste II - Curvas características do “PVT” funcionando com água .......................... 92 4.5 Determinação de (µ𝑰𝒔𝒄) e (µ𝑽𝒐𝒄) coeficientes de temperaturas ............................. 96 4.6 Cálculo da resistência série (Rs) ................................................................................ 97 4.7 Teste III – Levantamento da carga térmica e elétrica do PVT .................................. 98 4.8 Calor retirado do reservatório .................................................................................. 103 4.9 Energia armazenada no reservatório (∆U) ............................................................... 103 4.10 Coeficiente de perdas térmicas no reservatório ( 𝑼𝑨, 𝒓𝒆𝒔) ..................................... 105 4.11 Calor perdido no reservatório .................................................................................. 106 4.12 Calor útil gerado pelo coletor PVT .......................................................................... 106 4.13 Produto transmissividade-absorvidade “(𝝉𝜶)” ........................................................ 111 4.14 Radiação solar .......................................................................................................... 112 4.15 Balanço de energia no coletor .................................................................................. 113 4.15.1 Energia armazenada no coletor......................................................................... 113 4.15.2 Trabalho elétrico realizado pelo painel PVT .................................................... 114 4.15.3 Calor perdido no coletor PVT .......................................................................... 115 4.16 Eficiência térmica, elétrica e global do coletor PVT ............................................... 116 4.17 Resultados obtidos ................................................................................................... 117 CONCLUSÃO ........................................................................................................................ 119 5.1 Energia elétrica e térmica gerada ............................................................................. 119 5.1.1 Eficiência elétrica ............................................................................................. 119 5.1.2 Eficiência térmica ............................................................................................. 120 5.2 Energia global .......................................................................................................... 121 5.3 Análise da viabilidade técnica do coletor solar PVT ............................................... 121 5.4 Análise econômica do coletor solar PVT ................................................................ 122 5.4.1 Comentários finais ............................................................................................ 123 REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 124 APÊNDICE A – Montagem do painel fotovoltaico ............................................................... 127 6.1 Montagem do painel PV .......................................................................................... 127 APÊNDICE B - Determinação do produto 𝝉𝜶 ....................................................................... 134 7.1 Determinação do produto 𝝉𝜶 com o programa EES................................................ 134 APÊNDICE C – Correção da incerteza expandida ................................................................ 136 8.1 Correções da incerteza expandida u95% da corrente elétrica (I). .............................. 136 8.2 Correção do padrão [I]. ............................................................................................ 136 8.3 Correções da incerteza expandida u95% dos sensores de temperatura. ..................... 137 18 INTRODUÇÃO Este capítulo apresenta, de forma resumida, a motivação para a escolha do tópico de pesquisa, as justificativas do interesse pelo tema e os objetivos do trabalho. 1.1 Motivação A energia radiante emitida pelo Sol pode ser transformada em outras formas de energia, dentre elas, a energia térmica e a energia elétrica. A energia solar pode ser convertida em energia térmica através dos coletores solares térmicos que, geralmente, são usados para aquecimento de água para uso doméstico, comercial e (ou) industrial. A energia solar pode ser convertida em energia elétrica utilizando painéis fotovoltaicos constituídos por células fotovoltaicas feitas de material semicondutor. O coletor solar PVT (painel fotovoltaico-térmico) agrega simultaneamente as duas formas de transformação da energia solar, podendo apresentar potencial para redução da área de coletores necessária para atender as cargas térmica e elétricas das edificações residenciais e comerciais verticalizadas muito presentes nos grandes centros urbanos. Esses sistemas apresentam potencial para instalação nos telhados das residências e nas fachadas verticais dos edifícios causando pouco impacto visual na estética dessas edificações. As regiões rurais não atendidas pelas redes elétricas podem se beneficiar do uso dos coletores solares PVT, através da implementação de sistemas autônomos para provimento de água quente e energia elétrica de forma simultânea visando atender as suas populações. Esses sistemas de geração elétrica poderão se mostrar mais viáveis do que investimentos na complementação e extensão de redes elétricas para atendimento de locais remotos do meio rural. Os coletores PVT podem também apresentar potencial para contribuir na redução do uso dos combustíveis fósseis, que são altamente poluentes, além de mitigar a queima de árvores para uso como carvão vegetal e lenha. Adicionalmente, o coletor PVT pode apresentar custos inferiores aos coletores convencionais de geração de energia térmica e elétrica de forma não simultânea. 19 1.2 Justificativa A demanda por energia elétrica aumentou consideravelmente nos últimos anos, em todo o mundo, devido ao crescimento populacional e incremento do setor industrial. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o consumo de energia elétrica é um dos principais indicadores do desenvolvimento econômico de um país e do nível de qualidade de vida de qualquer sociedade. Nesse contexto, os olhos do mundo se voltam para as fontes renováveis de energia, principalmente a energia radiante emitida diariamente pelo Sol. O Sol é a principal fonte de energia para a Terra e é responsável por praticamente todas as outras fontes de energia existentes, dessa forma, pode-se afirmar que ele é o responsável pela vida na Terra. De toda energia enviada pelo Sol somente parte dela atinge a superfície terrestre. Parte dessa energia se perde devido à reflexão e absorção pela atmosfera. Ainda assim, estima-se que a energia solar corresponde a 10 mil vezes o consumo energético mundial CRESESB/CEPEL (2004). Frente à demanda por energia e à possibilidade da escassez dos combustíveis fosseis, a matriz energética brasileira e mundial vem se modificando com a utilização cada vez maior dos recursos naturais renováveis. A utilização do coletor solar PVT como fonte de geração de energia para diferentes aplicações é uma das formas de recursos naturais renováveis, que devido as suas características técnicas e operacionais, atualmente tem se destacado. Tal fato se deve principalmente à união das duas formas de conversão da energia solar serem utilizadas simultaneamente, ou seja, aproveitando a área única ocupada por um painel solar térmico ou fotovoltaico. Essa tecnologia atualmente é utilizada em diversos países, no Brasil, até o presente momento não existe registros de fabricantes de coletores PVT. Esse trabalho, portanto, poderá despertar o interesse dos fabricantes de coletores para explorar o mercado brasileiro como forma de cogeração de energia para as indústrias ou mesmo para o uso doméstico. 20 1.3 Objetivo Geral Este trabalho tem como objetivo construir um protótipo de coletor solar híbrido do tipo fotovoltaico e térmico (PVT) e realizar testes experimentais para análise do mesmo. 1.4 Objetivos Específicos Os objetivos específicos deste trabalho são:  Construir um protótipo de coletor solar hibrido PVT;  Levantar as curvas de caracterização do coletor (i.e., curvas I x V);  Testar experimentalmente o protótipo de coletor em quatro dias consecutivos;  Realizar balanços horários de energia no coletor;  Determinar os rendimentos térmico, elétrico e global do coletor;  Analisar os resultados obtidos;  Realizar um estudo da viabilidade técnica e econômica do coletor. 21 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 2.1 Energia solar O Brasil, devido à sua posição geográfica, possui índices de radiação solar que são propícios para o aproveitamento dessa fonte de energia limpa e renovável. Em algumas regiões do nordeste brasileiro os índices de radiação solar se equiparam aos do deserto do Saara, onde são observadas as maiores taxas de radiação solar do planeta. A energia proveniente do Sol pode ser convertida em energia térmica através de coletores solares para o aquecimento de água e ar para uso doméstico e industrial. Os coletores solares podem ser classificados em três categorias conforme as tecnologias solares em função da sua temperatura de trabalho. A faixa de temperatura baixa abrange tecnologias com temperaturas de até 80ºC. A faixa de temperatura média abrange tecnologias com temperaturas no intervalo de 80 a 250ºC. A faixa de temperatura alta abrange tecnologias com temperaturas acima de 250ºC, segundo o Ministério de Minas e Energia. Dentre as três categorias descritas a mais difundida é a de baixa temperatura, que utiliza coletores planos, para aquecimento de água para uso doméstico e comercial. Esses coletores têm contribuído para a redução do consumo de energia elétrica, pois substituem de forma satisfatória os chuveiros elétricos. Um sistema de aquecimento de água com coletor solar térmico é mostrado na Figura 1. 22 Figura 1 - Coletor solar de placa plana Fonte: Solartec O Balanço Energético do Estado de Minas Gerais (BEEMG) é elaborado pela Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, apresenta informações sobre a matriz energética estadual. A metodologia utilizada baseia-se em trabalhos semelhantes, em especial no Balanço Energético Nacional – BEN, editado pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME e em balanços energéticos de outras unidades da Federação. 23 De acordo com o 25º BEEMG, Belo Horizonte é considerada a capital nacional do aquecimento solar, devido à grande quantidade de coletores solares de baixa temperatura instalados na cidade. Segundo o 25º BEEMG, dados levantados junto ao INMETRO, Minas Gerais conta atualmente com 23 empresas fornecedoras de aquecedores solares, e o número de empresas que fabricam e/ou comercializam esses coletores vem crescendo nos últimos anos. Diversas empresas foram identificadas junto ao INMETRO, que não estão participando do Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE), ou seja, seus coletores não apresentam classificação quanto a sua eficiência e nem dados quanto à sua qualidade. Ainda de acordo com o 25º BEEMG (2010), a associação denominada BH Solar, congrega as treze maiores empresas do Estado de Minas Gerais, que fabricam e atuam na área de projetos de sistemas de aquecimento solar para destinada ao uso doméstico e comercial. Essas empresas mineiras são responsáveis por 80% da área total de coletores instalados no Estado de Minas Gerais, sendo que os outros 20% são produtos e projetos de empresas de outros estados do país. Cerca de 40% de toda a área de coletores solares instalados no Brasil está no estado de Minas Gerais. A utilização dos coletores em vários setores da sociedade brasileira está representada pela Figura 2. Figura 2 - Participação dos coletores solares em diferentes setores no Brasil 1,0% 8,0% 15,0% 36,0% 15,0% 25,0% Industrial Habitações de Interesse social Comercial e Publico Aquecimento de piscina Residencial multifamiliar Residencia Unifamiliar Fonte: 25° BEEMG (2010) adaptado pelo autor 24 A conversão da energia solar em elétrica por meio dos painéis fotovoltaicos (PV) vem crescendo nos últimos anos sendo utilizada em diversas aplicações, em pequena e média escala. Segundo Zanesco et al. (2005) esta tecnologia está em crescimento em nível mundial, principalmente nos países desenvolvidos que já possuem regulamentação para incentivar a sua utilização em sistemas conectados à rede elétrica (os painéis PV são ligados diretamente na rede elétrica sem necessidade de baterias para armazenamento). Os painéis fotovoltaicos possuem um custo considerado elevado, de acordo com Zanesco et al. (2005), entretanto existem projetos autônomos, que utilizam bancos de baterias para armazenagem da energia em algumas regiões do Brasil, que suprem as necessidades de energia elétrica de pequenas residências distantes das redes de energia. Ainda segundo Zanesco et al. (2005), embora sejam elevados, os custos de um sistema fotovoltaico autônomo comparados ao custo para extensão da rede elétrica convencional para atender a essas populações remotas do meio rural seriam mais baixos. Segundo Galdino (2012) os custos dos módulos fotovoltaicos são expressos em Reais por Watt-pico (R$/WP), atualmente no Brasil o menor valor encontrado situa-se em torno de 4,9 R$/WP. Um conjunto de casa com painéis fotovoltaicos instalados é mostrado na Figura 3. Figura 3 - Sistemas fotovoltaicos em casas geminadas no município de Pentecoste – CE Fonte: CRESESB/CEPEL (2006) 25 2.2 A célula fotovoltaica Segundo Vallêra e Brito (2004) a história da primeira célula fotovoltaica começa em março de 1953. Calvin Fuller, químico dos Bell Laboratories (Bell Labs) nos Estados Unidos, desenvolveu um processo de difusão para introduzir impurezas em cristais de silício, e assim controlar as suas propriedades elétricas (processo chamado dopagem). Fuller produziu uma barra de silício e através da dopagem com uma pequena concentração de gálio, que o torna condutor, onde as cargas móveis são positivas (denominada de silício “tipo p”) e enviou esta barra para o físico Gerald Pearson. O mesmo seguindo as orientações de Fuller mergulhou a barra de silício dopado em um banho quente de lítio, assim criou na superfície da barra uma zona com excesso de elétrons livres com carga negativa (denominada “tipo n”) entre essas superfícies na região chamada “junção p-n” surgiu um campo elétrico permanente. Ao colocar a amostra exposta a luz, verificou que produzia uma corrente elétrica, Fuller e Pearson tinham inventado a primeira célula fotovoltaica de silício que apresentou eficiência de 4%. Segundo o CRESESB/CEPEL (2006), um dos agentes que impulsionou o desenvolvimento das células fotovoltaicas foi as empresas de telecomunicações que necessitavam de fontes de energia em localidades remotas não atendidas pela rede elétrica. O outro foi a “corrida espacial”, pois encontrou a forma mais adequada para fornecer a quantidade de energia para ser utilizada por longos períodos no espaço e a necessidade de energia para alimentar os satélites. A primeira aplicação de células fotovoltaicas foi realizada no estado da Geórgia - EUA para alimentar uma rede telefônica local, o painel foi montado em outubro de 1955 e removido em março de 1956, os resultados obtidos foram promissores. O primeiro painel fotovoltaico com células de silício é mostrado na Figura 4. 26 Figura 4 - Primeiro painel fotovoltaico com células de silício Fonte: Vallêra e Brito (2004) adaptado pelo autor Em março de 1958, embora com relutância da NASA, um pequeno painel fotovoltaico de 100 cm² foi incorporado juntamente com uma pilha convencional no satélite Vanguard I. A pilha química falhou, mas o pequeno painel que produzia quase 0,1 W manteve o transmissor de 0,5 mW em operação por muito tempo, além das expectativas, o Vanguard I ficou em operação por oito anos. O satélite Vanguard I é mostrado Figura 5. Figura 5 – Vanguard l Fonte: Vallêra e Brito (2004) adaptado pelo autor 27 As células fotovoltaicas são produzidas a partir do silício (Si), que podem ser classificadas de acordo com o material que as constituem: de silício mono cristalino, silício poli cristalino ou de silício amorfo. A célula de silício mono cristalino (m-Si) é uma das mais utilizadas e comercializadas por apresentarem melhor rendimento, porém são as de maior custo, segundo Nascimento (2013) a eficiência máxima de conversão varia entre 13% a 17%. O processo de fabricação consiste do corte de um cilindro de silício previamente preparado (dopado), que depois de retirada às impurezas, é cortado em finas fatias de aproximadamente 300 μm de espessura que constituirão as células fotovoltaicas, conforme mostrado na Figura 6. Figura 6 - Célula fotovoltaica de silício mono cristalino Fonte: Valente (2011) adaptado pelo autor Segundo Nascimento (2013) as células de silício poli cristalino (p-Si), são de menor custo em relação as de silício mono cristalino, embora haja semelhança no processo de fabricação, alcançam uma eficiência máxima de 10% a 13%. A célula de silício poli cristalino é mostrada na Figura 7. 28 Figura 7 - Célula fotovoltaica de silício poli cristalino Fonte: Valente (2011) adaptado pelo autor Segundo o CRESESB/CEPEL (2006), as células de silício amorfo (a-Si), são as que apresentam o menor custo no processo de produção comparadas as de silício mono cristalino e as de silício poli cristalino, apresentam baixo rendimento além de sofrer processo de degradação nos primeiros meses de operação o que resulta em perda de eficiência ao longo do tempo. A célula de silício amorfo apresentada na Figura 8. Figura 8 - Célula fotovoltaica de silício amorfo Fonte: Valente (2011) adaptado pelo autor 29 2.3 Coletor solar PVT (Fotovoltaico e Térmico) Os coletores PVT se dividem em dois tipos, PVT água e PVT ar. No coletor solar PVT água, o fluido de trabalho é a água que circula pelos tubos ou dutos do coletor solar. A circulação pode ser por convecção forçada através de bomba ou por circulação natural devido à diferença de densidade. As células fotovoltaicas montadas sobre a superfície absorvedora de energia térmica absorvem a radiação solar, conduzem parte da energia absorvida, o calor, através da água. Dessa forma, permitem uma maior eficiência elétrica, pois o fluido em circulação reduz a temperatura das células, que perdem rendimento devido à elevação da temperatura. Assim, o coletor solar PVT aquece a água para o uso doméstico, e gera energia elétrica que pode ser armazenada em baterias (sistema autônomo), ou com o coletor conectado diretamente a rede elétrica. O coletor solar PVT ar é construído de forma similar ao coletor PVT água, porém o fluido de trabalho que circula pelo coletor é o ar, pode ser por circulação forçada através de bomba ou natural. As células fotovoltaicas são montadas sobre a superfície de absorção da placa que absorve energia, a energia é transferida para o ar que circula pelo coletor. Dessa forma, as células são resfriadas garantindo o rendimento do coletor. O coletor PVT ar é mais utilizado em residências para calefação em regiões de clima frio, a Figura 9 mostra as diferentes formas de coletor solar PVT ar estudados por Chow (2010). 30 Figura 9 - Coletor solar PVT ar Fonte: Chow (2010) adaptado pelo autor 2.4 Estado da arte: Coletor solar PVT Na literatura existem diversos trabalhos sobre coletor solar PVT, em sua grande maioria trata-se de estudos teóricos e alguns estudos experimentais. Os trabalhos têm como finalidade analisar a performance dos sistemas híbridos. O pioneiro a realizar um trabalho sobre coletor solar PVT foi Wolf (1976), que analisou o desempenho deste sistema para aplicação em residências, combinando o aquecimento de água e a geração de energia elétrica. O autor concluiu que o sistema era tecnicamente viável. Pesquisas realizadas por Florschuetz (1979) apresenta um modelo computacional para simulação de um coletor PVT utilizando água como fluido de trabalho. O modelo é similar ao modelo de Hottel-Whillier (1976), publicado por Duffie e Beckman (2013), para coletores planos. Neste modelo se analisa a combinação de coletor plano de água quente tradicional com o painel fotovoltaico de forma a minimizar o uso de área de coletores. A simulação mostrou 31 que a combinação dos dois sistemas com a mesma área de coletor produz mais energia por unidade de área de superfície do que num sistema separado, ou seja, fotovoltaico e térmico. Agarwal e Garg (1993) avaliaram um sistema PVT com circulação natural (termos sifão) e concentração da radiação solar nas células com refletores parabólicos. Validou a hipótese de se considerar a temperatura das células a mesma da placa de absorção, medida no fundo da placa devido à dificuldade de acesso as células fotovoltaicas encapsuladas. Os autores também concluíram que a combinação dos painéis em paralelo produz mais energia elétrica do que a combinação em série e que a quantidade de água no tanque de armazenamento afeta de forma significativa a eficiência elétrica do sistema. Bergene e Lovvik (1995) realizaram um estudo teórico de um coletor absorvedor solar de placas integrado com células solares baseados no modelo de Hottel-Whillier. Os autores desenvolveram uma série de algoritmos para determinar a eficiência térmica e elétrica do sistema PVT, concluindo que tais sistemas podem ser mais úteis para pré-aquecimento de água utilizada para aplicação doméstica. Tripanagnostopoulos et al. (2001) realizaram testes em sistemas híbridos PVT usando células fotovoltaicas p-Si (silício poli cristalino) e a-Si (silício amorfo). Os autores descobriram que a utilização de água como fluido de trabalho apresenta melhores resultados do que a utilização de ar. Adicionalmente, os autores sugeriram que a utilização de refletores difusos ou superfícies espelhadas melhorariam o desempenho desses sistemas. Entretanto, o uso de coletores envidraçados iria melhorar o desempenho térmico em detrimento da eficiência elétrica. Sandnes e Rekstad (2001) investigaram o rendimento de um coletor solar PVT construído com duas placas de polímero (PVC), sendo as células fotovoltaicas coladas sobre a placa de absorção superior. Os canais da placa inferior foram preenchidos com granulados de cerâmica para melhorar a transferência de calor para a água. O modelo analítico descrito por Sandnes e Rekstad (2001) representa uma alternativa para determinar o desempenho térmico do coletor solar PVT de forma mais precisa, de acordo com a justificativa dos mesmos. Segundo os autores o procedimento padrão para avaliar experimentalmente a eficiência térmica do coletor consiste na medição da temperatura de entrada, temperatura de saída, e vazão do fluido de trabalho (e.g., água) através do coletor PVT. No entanto, devido à pequena diferença de temperatura na entrada e saída do fluido torna-se difícil obter boa precisão da variável em sistemas pequenos e de baixa eficiência. 32 Devido às dificuldades citadas anteriormente Sandnes e Rekstad (2001) sugeriram a instalação de um reservatório de água quente, tratado como um calorímetro experimental conforme Henden et al. (2000) apud Sandnes e Rekstad (2001). Neste procedimento a energia útil do coletor e a sua eficiência térmica bem como os parâmetros do coletor, é determinada indiretamente por meio de balanços de energia realizados no reservatório de água quente (i.e, calorímetro). A análise mostrou que a presença das células reduz a absorção de calor em torno de 10% da radiação incidente, enquanto que a cobertura de vidro, se existir, reduz a eficiência ótica em torno de 5%. A conclusão dos autores foi que a aplicação deste coletor em aplicações de baixa temperatura para aquecimento de água poderia ser promissora. Zondag et al. (2003) desenvolveram e avaliaram nove tipos de coletores solares de diferentes geometrias, desde um coletor solar térmico de placa plana, um coletor solar PV (fotovoltaico) e diferentes coletores do tipo PVT. Segundo os autores, o coletor solar com dois absorvedores, sendo um superior transparente primário sobre as células PV e um inferior secundário (D) apresentou alto desempenho térmico, porém o seu desempenho elétrico foi baixo. Os coletores PVT foram distribuídos em quatro grupos conforme ilustrado na Figura10. Figura 10 - (A) PVT plano; (B) PVT canal; (C) PVT fluxo livre; (D) PVT duplo absorvedor Fonte: Zondag et al. (2003) adaptado pelo autor 33 He et al. (2006) estudaram um sistema PVT que usava a convecção natural para circular à água pelo coletor. Os autores descobriram que o sistema apresentou uma eficiência combinada da ordem de 50%, com a eficiência térmica em torno de 40%. Embora a eficiência térmica tenha sido menor que a de um coletor solar convencional, eles observaram que a energia global economizada obteve maior eficiência. Chow et al. (2006) também examinaram o sistema híbrido PVT de He et al. (2006) e desenvolveram um modelo térmico dinâmico. Os autores observaram que o sistema poderia ser melhorado com a colocação das células fotovoltaicas na parte inferior do coletor. Os autores também observaram que existia um menor gradiente de temperatura entre as células fotovoltaicas e a água na posição correspondente à entrada da água nos tubos do coletor. Os autores concluíram que as células colocadas nesta região a eficiência elétrica e térmica poderiam ser melhoradas, conforme a Figura 11. Figura 11 - Coletor solar PVT (Chow et al. 2006) Fonte: Chow et al. (2006) adaptado pelo autor Marques, (2008) realizou um trabalho no qual foram analisados três tipos de coletores PVT com diferentes disposições das células fotovoltaicas nas localidades de Bragança, Faro e Porto em Portugal, com o objetivo de estudar a variação do comportamento dos coletores, em diferentes condições climáticas. Os painéis PV utilizados no trabalho são industrializados compostos por células encapsuladas e vidro para proteção das células. Segundo o autor, os 34 coletores PVT sem cobertura de vidro, que seria a segunda placa de vidro do coletor, apresentaram melhor desempenho. Anderson et al. (2009) realizaram trabalhos sobre o coletor solar BIPVT (Coletor fotovoltaico térmico integrado a construção), que são coletores construídos com o formato de uma calha V para melhoria da eficiência ótica, utilizando diferentes materiais, como por exemplo o aço inoxidável, alumínio, ferro e cobre. Os autores constataram que para os diferentes tipos de materiais utilizados nos tubos, houve pouca variação no rendimento térmico dos coletores, o que viabiliza a redução dos custos dos coletores. O melhor material indicado para as calhas foi o aço inoxidável devido a sua maior refletividade. Künnemeyer et al. (2011) desenvolveram e analisaram outro protótipo de um coletor BIPVT utilizando também um sistema de calha V, para determinar se o sistema poderia produzir um aumento de energia elétrica e térmica no coletor. De acordo com os dados obtidos por Künnemeyer et al. (2011), o coletor solar BIPVT apresentou melhores resultados comparados ao coletor PVT de placa plana. Segundo os autores o coletor solar BIPVT pode ser projetado e instalado diretamente nos telhados dos sótãos ou nas fachadas dos edifícios em harmonia com a construção. O modelo estudado é mostrado na Figura 12. Figura 12 - Coletor solar BIPVT Fonte: Künnemeyer et al. (2011) adaptado pelo autor 35 Nualboonrueng et al. (2012) avaliaram dois sistemas PVT, sendo um com células de silício amorfo e outro com células de silício poli cristalino. O teste foi feito com experimentos ao ar livre em clima de Bangkok correspondente ao consumo de energia das médias das famílias tailandesas. Os resultados experimentais mostraram que a recuperação do investimento térmico do PVT de silício amorfo é quase o mesmo que coletor PVT de poli cristalino. Quanto a geração de eletricidade do PVT com células de silício poli cristalino, a recuperação do investimento é de 1,2 vezes a mais do que a do PVT com células de silício amorfo. Os coletores foram avaliados por um período de um ano. 36 MATERIAIS E MÉTODOS Este capítulo descreve os materiais e métodos utilizados para realização da pesquisa. Primeiramente são apresentados os materiais que dizem respeito aos componentes da plataforma de testes, ou seja, o coletor solar hibrido PVT (Fotovoltaico/Térmico) o reservatório térmico, os instrumentos, os sensores, transdutores e o circuito elétrico de potência. Posteriormente são apresentados os métodos utilizados para realização dos testes. Uma análise de incerteza dos instrumentos utilizados também foi elaborada sendo apresentada neste capítulo. 3.1 O coletor solar térmico O coletor solar térmico foi construído pela empresa fabricante de coletores solares Solfrios, situada na cidade de Betim, estado de Minas Gerais. O coletor é constituído por uma placa de absorção de calor e uma caixa que abriga a placa e as células fotovoltaicas. A caixa contém uma chapa de fundo fabricada com material plástico reciclado. A placa absorvedora consiste de duas chapas finas com espessura de 0,5 mm, de aço inoxidável com canais internos para escoamento da água. Essas chapas são conformadas em uma prensa específica, desenvolvida pela empresa, de forma a se obter os canais internos de circulação da água. As chapas, depois de prensadas são fixadas por pontos de soldagem ao longo das mesmas por meio de um processo de aplicação de corrente elétrica. Os coletores da empresa, segundo o fabricante, estavam passando por pequenas modificações para serem submetidos ao programa de etiquetagem do INMETRO. A placa de absorção do coletor solar PVT foi fabricada com um formato diferente do modelo padrão da empresa. Para um melhor contato das células fotovoltaicas a superfície superior da placa absorvedora foi nivelada, restando apenas as pequenas saliências provenientes dos pontos de solda, conforme se observa na Figura 13. Desta forma, os canais foram prensados somente na chapa inferior da superfície absorvedora, conforme mostrado na Figura 14. 37 Figura 13 - Superfície superior da placa absorvedora do coletor Figura 14 - Superfície inferior da placa absorvedora do coletor Fonte: o autor Os canais da placa inferior foram conformados com as seguintes dimensões: altura “a” igual a 3 mm, largura “b” igual a 15 mm e distância entre os centros “w” iguais “2b”. Conforme mostrado na Figura 15. 38 Figura 15 - Dimensões dos canais da placa absorvedora Fonte: o autor 3.2 O painel fotovoltaico (PV) A parte elétrica do coletor PVT foi constituída por células fotovoltaicas de silício p-Si (poli cristalino) e demais componentes adquiridos no comércio eletrônico. A decisão de se utilizar células poli cristalinas de silício em vez de células mono cristalinas foi devido ao menor custo das mesmas, embora a eficiência elétrica também seja inferior. O kit de componentes do painel é mostrado na Figura 16. 39 Figura 16 - Kit células painel fotovoltaico Fonte: o autor O kit elétrico adquirido e apresentado na Figura 16 é composto de quarenta células fotovoltaicas, fita de estanho (“tab wire”) para conexão das células, dois metros de fio de barramento (“bus wire”), um diodo de 5 A e caneta de fluxo para auxiliar na soldagem das células. O diodo não foi utilizado no painel, tornou-se desnecessário uma vez que não foram utilizadas baterias para acumulo da energia no projeto, pois o mesmo impede que haja inversão de carga da bateria para as células. Segundo o fornecedor as células fotovoltaicas são fabricadas pela empresa Everbright USA, sendo classificadas como grade “A”, ou seja, células que não apresentam defeitos, como por exemplo, bordas quebradas, trincas e outras irregularidades. As células possuem as seguintes dimensões: 7,62 mm (3 polegadas) de comprimento, 15,24 mm (6 polegadas) de largura e 0,2 mm de espessura. As células possuem as seguintes características elétricas: tensão máxima de pico “VMP” igual a 0,5 V, corrente máxima de pico “IMP” igual a 3,6 A. Cada célula vem com duas listas paralelas que contém estanho, conforme mostra a Figura 16, para facilitar a soldagem das tiras metálicas que farão a união de uma célula com a outra. O circuito elétrico consistiu de trinta e seis células ligadas num circuito em série, de forma a se obter uma tensão nominal máxima igual a 18 V, uma corrente nominal máxima igual a 3,6 A e uma potência nominal máxima de pico, (produto da tensão versus a corrente), igual 64, 8 W. 3.3 Complementos do painel PVT A caixa que abriga o coletor PVT foi construída com molduras de aço inoxidável tem, 1,05 m de comprimento, 0,68 m de largura e 40 mm de altura. Para isolamento térmico da superfície inferior da placa absorvedora do coletor PVT, foi utilizada uma manta de lã de vidro com 20 mm de espessura, que foi colada na parte inferior da placa de absorção. A chapa do 40 fundo da caixa do coletor foi uma chapa de plástico reciclado, sendo este material utilizado nos coletores convencionais fabricados pela empresa Solfrios. A cobertura superior utilizada foi uma placa de vidro de 4 mm de espessura, instalada 25 mm acima das células fotovoltaicas, sendo suas dimensões iguais aquelas da caixa do coletor. A placa de vidro recebeu nas extremidades uma proteção feita com cantoneiras de alumínio que foram fixadas com um adesivo. A placa de vidro não foi fixada na caixa do coletor apenas assentada na mesma permitindo dessa forma sua fácil retirada para possíveis reparos e realização de ensaios do painel solar sob diferentes condições, ou seja, com e sem a cobertura. Uma foto do o coletor solar PVT é apresentada na Figura 17, onde se pode ver as trinta e seis células distribuídas nas seis fileiras, cada uma composta de seis células, a chapa absorvedora, o quadro formado pelas quatro cantoneiras e o vidro da cobertura. Figura 17 - Coletor solar PVT montado Fonte: o autor Um desenho esquemático do coletor PVT é apresentado na Figura 18, mostrando em detalhe todas os componentes do mesmo. 41 Figura 18 - Coletor solar PVT montado. Fonte: o autor 3.4 Sensores de temperatura instalados no coletor A medição da temperatura da superfície absorvedora do coletor PVT é importante para determinação da temperatura das células fotovoltaicas e também possibilita o cálculo da energia armazenada na placa absorvedora por meio de balanço de energia. Os sensores de temperatura utilizados foram termopares do tipo “T”, devido à falta de acesso direto às células encapsuladas, as temperaturas das mesmas foram consideradas iguais às da placa, modelo validado por Agarwal e Garg (1993). Para medição da temperatura da superfície absorvedora foram instalados sensores em cinco pontos representativos da superfície do fundo da placa absorvedora, denominados TP1, TP2, TP3, TP4, TP5. Uma foto da parte do fundo do coletor sem a placa de fechamento de plástico é apresentada na Figura 19, mostrando o fundo da placa absorvedora com os cinco sensores instalados e o isolamento térmico. 42 Figura 19 - Localização dos sensores de temperatura Fonte: o autor Um sensor de temperatura (termopar do tipo “T”), foi fixado próximo ao suporte da plataforma que sustenta o sistema (i.e., coletor PVT e reservatório de água quente), sendo este local protegido da radiação solar, permitindo o sombreamento do sensor e medição real da temperatura do ar ambiente (₸a). 3.5 Reservatório de água quente O sistema PVT é composto de um coletor solar PVT e de um reservatório térmico para atender uma determinada demanda de água quente, que geralmente é consumida em horário diferente daquele da disponibilidade de radiação solar. Este reservatório também foi utilizado para determinação do comportamento térmico do sistema através da realização de balanços energéticos. O reservatório térmico foi construído com chapa de aço inoxidável de 0,5 mm de espessura sendo formado por dois cilindros concêntricos. O cilindro interno tem diâmetro de 0,44 m e altura de 0,40 m, possuindo quatro conexões de cobre de 19 mm (¾”), sendo duas para 43 ligação do tanque ao coletor (i.e., entrada da água quente que vem do coletor e saída da água fria que vai para o coletor), outra para ligação do reservatório de água fria (i.e., entrada de água fria de reposição) e a última para saída da água quente para consumo. O cilindro externo é feito também com chapa de aço inoxidável de 0,5 mm de espessura e possui diâmetro de 0,52 m e altura de 0,48 m. A região anelar formada entre os dois cilindros foi preenchida com uma camada de isopor (EPS – poliestireno expandido) de espessura igual a 40 mm de espessura. Observa-se que o isopor foi selecionado como isolante térmico devido à sua disponibilidade e facilidade de instalação além de suportar temperatura de até 60°C, sendo que, segundo observações do autor, a temperatura máxima da água dentro do reservatório não ultrapassa este valor. A base e topo do cilindro também foram preenchidos com este tipo de isolante térmico de mesma espessura. O reservatório térmico possui um volume interno igual a 60,8 litros e área circular secional igual a 0,152 m². Desenhos do reservatório de água quente com suas respectivas dimensões são mostrados nas Figura 20, onde se pode ver os tubos para inserção dos suportes de madeira, o isolamento térmico e os suportes de madeira para fixação dos sensores de temperaturas. Figura 20 - Corte longitudinal do reservatório de água quente com os suportes Fonte: o autor O reservatório de água quente possui sete furos na tampa superior, onde foram fixados tubos externos. Esses tubos se estendem da tampa superior e são utilizados para inserção dos sensores de temperatura junto com os seus respectivos suportes de madeira. Seis tubos estão distribuídos, de forma equidistante, sobre um círculo de raio igual a 200 mm, sendo que o 44 sétimo tubo está colocado no centro do reservatório. Os sete tubos são de aço inoxidável possuindo um comprimento de 200 mm e um diâmetro de 4,8 mm (3/16”), Esses tubos foram soldados nos seus furos visando manter os suportes de madeira e os seus respectivos sensores de temperatura na posição vertical. Os suportes de madeira têm como função manter os sensores fixos, não permitindo que os mesmos se movimentem internamente, de forma a garantir que estes meçam as temperaturas sempre no mesmo local. Os furos foram designados pelas letras A, B, C, D, E, F e G respectivamente, conforme mostra a Figura 21. Figura 21 - Seção transversal do reservatório Fonte: o autor Em cada furo foi introduzido um suporte de madeira contendo três sensores de temperatura, posicionados em três níveis diferentes, em relação ao fundo do reservatório, sendo as cotas dos sensores T1, T2 e T3, iguais a 50 mm, 200 mm e 350 mm respectivamente. Estes sensores permitiram obter o perfil da distribuição temporal da temperatura da água dentro do reservatório, possibilitando verificar o fenômeno de estratificação e o cálculo da variação da energia interna da água com o tempo, conforme mostra a Figura 22. 45 Figura 22 - Corte longitudinal do reservatório mostrando os suportes e os sensores de temperatura nos três níveis Fonte: o autor 3.6 Sensores de temperatura Os sensores de temperatura utilizados foram termopares especiais do tipo “T”, cobre constantan, com isolamento externo em PFA tendo diâmetros interno e externo de 0.9 mm e 1,2 mm, respectivamente. Os sensores foram adquiridos da empresa Omega Engeenering Technical Reference, num carretel de cerca de 170 metros (500 pés). Esses sensores são recomendados para medição de temperaturas na faixa de – 267 °C à 260 °C e são do tipo especial designado pela sigla “SLE” (i.e., Special Limits of Error) possuindo metade da incerteza da medição em relação a um sensor convencional do mesmo tipo. O valor da incerteza da medição do sensor “SLE” é 0,3 °C ou 0,4 %. Todos os termopares foram tirados do mesmo carretel e foram utilizados sem cabo de extensão, de forma a evitar qualquer imprecisão devido a emendas. As extremidades dos sensores foram protegidas com uma leve camada de silicone térmico para evitar possíveis danos que poderiam ocorrer devido ao contato com a água. Os termopares foram distribuídos em quatro grupos de acordo com o comprimento requerido: (i) grupo 1 com comprimento igual a 2m para medição da temperatura da água no nível inferior do reservatório; (ii) grupo 2 com comprimento igual a 1,85 m para medição da temperatura da água no nível intermediário do reservatório; grupo 3 com comprimento igual a 1,75m para medição da temperatura da água no nível superior do reservatório; (iv) grupo 4 com comprimento igual a 2m para medição da 46 temperatura do fundo da placa absorvedora do coletor, temperatura do ar ambiente e temperatura da água na entrada do coletor, conforme apresentado na Tabela 1. Tabela 1 - Nomeação dos sensores de temperatura Grupo 1 – 2 m T1A T1B T1C T1D T1E T1F T1G Grupo 2 – 1,85 m T2A T2B T2C T2D T2E T2F T2G Grupo 3 – 1,75 m T3A T3B T3C T3D T3E T3F T3G Grupo 4 – 2 m TP1 TP2 TP3 TP4 TP5 Ta Te Sete suportes de madeira abrigaram três sensores de temperatura cada, sendo estes presos nos suportes utilizando fita isolante, conforme mostrado na Figura 23. Figura 23 - Montagem dos sensores de temperatura nos suportes Fonte: o autor A montagem dos sensores é apresentada na Figura 24, onde se pode ver uma foto superior do reservatório de água quente, mostrando os sensores de temperatura inseridos dentro dos tubos de fixação, além dos tampões de borracha utilizados para manter fixos dentro do 47 reservatório os suportes de madeira com os seus respectivos sensores. Este arranjo foi necessário para evitar o deslocamento dos suportes de madeira para cima, evitando assim que os mesmos fossem lançados para fora do reservatório devido ao empuxo. Figura 24 - Foto do topo dos reservatórios de água quente e fria, e os sensores de temperatura Fonte: o autor 3.7 Reservatório de água fria Um reservatório de água fria foi construído e instalado sobre a tampa superior do reservatório de água quente. Este reservatório foi responsável por manter o reservatório de água quente completamente cheio. O reservatório tem capacidade igual a 6,4 litros, possui seção quadrada com 200 mm de lado e altura igual a 160 mm. Para posicionar o reservatório de água fria sobre o reservatório de água quente foi necessário fazer um furo no centro do mesmo e soldar no mesmo um tubo de diâmetro igual a 9,5 mm (3/8”) e comprimento de 160 mm. Isso permitiu a inserção do tubo de sensores da posição central de 4,8 mm (3/16”), conforme mostrado na Figura 25. 48 Figura 25 - Foto superior do reservatório de água fria Fonte: o autor 3.8 Plataforma de suporte do sistema solar Uma plataforma foi construída para suportar o conjunto constituído pelo coletor solar “PVT”, o reservatório térmico e o pequeno reservatório de água fria. A plataforma foi construída utilizando barras de metalon de ferro, sendo essas parafusadas formando assim uma estrutura rígida. A plataforma possui quatro rodas, oferecendo flexibilidade para realização de testes do sistema em qualquer orientação. A plataforma possui um angulo de inclinação em relação ao plano horizontal de 30°, que segundo Duffie e Beckman (2013), esse ângulo de inclinação pode sofrer variação de acordo com a latitude local de até 10°. A tubulação e as conexões de circulação da água entre os reservatórios e o coletor são de PVC rígido tendo diâmetro igual a 19 mm (¾”). As conexões possuem roscas nas extremidades sendo vedadas com fita de teflon. Uma válvula do tipo esfera de 19mm (“¾”) foi instalada na tubulação de água que conecta a parte inferior do reservatório de água quente à entrada do coletor solar permitindo realização de teste do coletor sem e com circulação de água, conforme mostra a Figura 26. 49 Figura 26 - Tubulação de saída de água do reservatório para o coletor Fonte: o autor Água proveniente do reservatório de água fria é responsável pela reposição de água do reservatório de água quente quando ocorre consumo, permitindo manter o mesmo sempre cheio de água e seu nível constante, conforme mostra a Figura 27. O tubo invertido (i.e., sifão) é usado para evitar retorno da água quente para o reservatório de água fria durante o período noturno. 50 Figura 27 - Foto mostrando a tubulação que conecta os reservatórios de águia fria e quente para reposição de água e a tubulação de ligação do reservatório de água quente ao coletor Fonte: o autor 3.9 Circuito de potência elétrica (Carga resistiva) Para analisar o componente elétrico do coletor PVT foi necessário realizar a montagem de um circuito de potência, ou seja, criar uma carga resistiva para consumo da carga elétrica variável gerada pelo coletor. A carga foi imposta por meio de um circuito elétrico formado por uma lâmpada dicroica de 12 V (corrente continua) que possuía 35 W de potência máxima e resistência de 4,1 Ω, além de quatro resistores de 2,7 Ω cada. 51 O circuito de potência consistiu de um arranjo série - paralelo, sendo que o circuito paralelo foi formado por dois ramais, cada um contendo dois resistores ligados em série. A lâmpada dicroica foi ligada em serie com o circuito paralelo. Dessa forma o valor da resistência elétrica equivalente do circuito foi igual a 6,8 Ω e a potência elétrica foi igual a 45 W. Os valores da corrente e tensão do circuito elétrico foram iguais a 2,7 A e 18,4 V, respectivamente, sendo esses valores obtidos da lei de Ohm. O valor da tensão correspondeu ao valor máximo da tensão permitida no painel fotovoltaico e dessa forma o circuito elétrico projetado não ficou sujeito a uma sobrecarga. Um resistor de derivação, também conhecido como shunt, foi ligado em série no circuito de potência permitindo realizar a medição da corrente elétrica do mesmo. O dispositivo “shunt” possui uma pequena resistência elétrica o que possibilita a medição da tensão nos seus terminais. Este sinal elétrico foi enviado para a placa analógica do sistema de aquisição de dados, sendo essa configurada previamente para converter o valor da tensão em corrente elétrica, pela multiplicação do valor da tensão medido pelo valor da resistência elétrica fornecido pelo fabricante do shunt. Este dispositivo foi adquirido da empresa Hartmann & Braun, e possui as seguintes características, conforme informações do fabricante: (i) classe de precisão igual a 0,5%; (ii) resistência igual a 6 mΩ (i.e., constante igual a 0,167 mΩ-1), (iii) corrente máxima igual a 10 A; (iv) tensão máxima de 60 mV, conforme mostra a Figura 28. Figura 28 - Diagrama do circuito elétrico carga resistiva Fonte: o autor 52 O circuito de potência da carga resistiva com o resistor shunt e conexões são apresentados na Figura 29. A segunda lâmpada dicroica presente no circuito não está conectada ao mesmo, trata-se de uma lâmpada de reserva. Figura 29 - Circuito de potência com as conexões para o painel fotovoltaico, saídas do shunt para conexão com o sistema de aquisição de dados Fonte: o autor 3.10 Instrumentos Nesta seção é apresentada a instrumentação utilizada durante os testes experimentais. 3.10.1 Traçador de curvas I x V As curvas características do coletor PVT foram levantadas utilizando-se um instrumento denominado “traçador de curva”, modelo MP – 160 fabricado pela empresa Japonesa EKO Instruments Co, Ltd. Este instrumento possui uma eletrônica interna sofisticada que permite gerar uma carga variável quase instantânea, para levantamento da curva característica (I versus V) do painel fotovoltaico em teste. O instrumento apresenta flexibilidade para testar não apenas um painel, mas um arranjo formado por vários painéis fotovoltaicos. O instrumento possui ainda uma entrada para conexão de um radiômetro do tipo piranômetro para medição da radiação solar e duas entradas para conexão de dois sensores de temperatura para medição, por exemplo, da temperatura da superfície do painel e do ar ambiente. Adicionalmente, o instrumento possui capacidade para testar módulos fotovoltaicos sob a luz natural e com luz 53 artificial usando simulador solar, sendo o mesmo conectado ao computador através da porta serial RS 232. Um software acompanha o instrumento tendo como funções configurar o instrumento, de forma a permitir ao usuário entrar com os dados do painel, apresentar a curva característica I x V gerada, apresentar os dados medidos da radiação solar e das temperaturas, além dos sinais elétricos do painel, tais como corrente, tensão, potência, eficiência elétrica e fator de forma. O software também salva os arquivos dos dados em formato da planilha “Excel”. Um desenho esquemático da vista de frente e de trás do instrumento é apresentada na Figura 30. Figura 30 - Vista frontal e vista da parte traseira do MP – 160 mostrando os terminais Fonte: o autor 3.10.2 Sistema de aquisição de dados O sistema de aquisição de dados utilizado foi um multiplexador (também conhecido como micro voltímetro) de 6 ½ dígitos, modelo 34980A fabricada pela empresa Agilent Technologies. O instrumento possui display para visualização de medições em tempo real e saída de dados para computador através das portas USB, GPIB, RS232 e “Ethernet”. O sistema possui 8 slots onde podem ser conectados até oito módulos do tipo “plug-in”, aceitando módulos para aquisição de sinais de termopares (tipo J, K, T, E, R, S e B), resistências RTD (PT 100), termistor, sinais de mV, V, resistência, frequência e período além de módulos de saída para controlar processos. A placa de aquisição utilizada foi uma placa analógica para entrada de sinais elétricos, modelo 34921A, que também foi adquirido da empresa Agilent Tecnologies. A placa possui 40 canais para aquisição dos sinais analógicos de termopares; RTD (2 e 4 fios); termistor, tensão elétrica “dc”, tensão elétrica “ac”, resistência 2 e 4 fios; frequência; período, corrente “dc” e corrente “ac”. Adicionalmente, o módulo possui quatro canais para leitura de sinal de corrente “dc”, totalizando 44 canais. 54 O software que acompanha o sistema de aquisição de dados é o “BenchLink Data Logger Pro Software” também adquirido da empresa Agilent, permite realizar a configuração das placas, canais, intervalo de medições e outros parâmetros, além de possibilitar o supervisionamento em tempo real dos dados e arquivamento dos mesmos no formato da planilha Excel. Uma vista frontal do Agilent é mostrada na Figura 31. Figura 31 - Foto do sistema de aquisição de dados Fonte: o autor 3.10.3 Anemômetro Durante a realização dos testes foi necessário realizar a medição da velocidade do vento, utilizando-se um anemômetro de pás rotativas da marca AIRFLOW Developments, modelo DVA 600T. Esse instrumento permite a medição de velocidades de até 30 m/s, com uma incerteza máxima de 0,6 m/s, conforme mencionado no catálogo do fabricante. O instrumento é mostrado na Figura 32. 55 Figura 32 - Foto do Anemômetro de pás rotativas Fonte: o autor 3.10.4 Piranômetro Para medição da radiação solar global incidente no plano de abertura do coletor PVT foi utilizado um radiômetro conhecido como piranômetro modelo CPM21 que foi adquirido da empresa Kipp & Zonen. O instrumento mede valores de radiação solar global até 4000 W/m² com incerteza de medição é de 0,2%. Conforme mostra a Figura 33. Figura 33 - Foto do Piranômetro CPM - 21 Fonte: o autor 3.11 Calibração do resistor shunt A calibração do resistor shunt foi realizada utilizando o mesmo circuito elétrico do circuito de carga, usado para medição da potência elétrica gerada pelo coletor PVT e consumida pela carga (i.e, resistores e lâmpada dicroica). 56 O circuito de carga foi conectado a uma fonte de tensão analógica estabilizada fabricada por ICEL, modelo OS-5100, sendo ligada em série com um multímetro padrão da marca Minipa, modelo ET-2042. A fonte estabilizada forneceu tensão variando de 0 a 30 V e corrente elétrica variando de 0 a 6 A. O resistor shunt ou resistor de desvio, trata-se de um dispositivo que permite a passagem da corrente elétrica em torno de outro ponto do circuito, criando um caminho de baixa resistência, o que permite a leitura de baixa tensão. O resistor shunt deste trabalho possui uma resistência elétrica de 6,0 mΩ, permitindo um fluxo de corrente elétrica variando de 0 a 10 A e, consequentemente, gerando uma diferença de potencial máxima igual a 60 mV em seus terminais. As medições da diferença de tensão no resistor shunt foram realizadas conectando os seus terminais centrais diretamente ao sistema de aquisição de dados, que por sua vez estava conectado ao computador. Os sinais analógicos de tensão foram então convertidos em sinal de corrente elétrica (A) se utilizando para isso a constante do resistor que é equivalente à sua resistência elétrica. Resistor shunt mostrado na Figura 34. Figura 34 - Foto do resistor shunt usado nos testes Fonte: o autor 3.11.1 Procedimentos para a calibração do resistor shunt Inicialmente foi determinada uma faixa de medições necessárias para realizar a calibração do resistor. Os valores da corrente elétrica para a faixa de calibração foram determinados de acordo com os valores da intensidade da corrente elétrica máxima do coletor PVT. Com a faixa de medição (Valor Indicado) descritos na Tabela 1, foram realizadas as medições. A fonte de tensão que fornecia a corrente elétrica para o circuito foi inicialmente regulada para 0,5 A e o valor indicado foi conferido simultaneamente no multímetro. O sistema de aquisição de dados (Agilent) conectado a um computador foi programado pelo software que 57 controla o Agilent para realizar 6 medições em intervalos de 3 segundos para cada valor da corrente elétrica fornecida pela fonte para o circuito elétrico. Repetiu-se o procedimento descrito acima para cada medição de 0,5 A até 4,0 A em 3 ciclos, ou seja, foram realizadas 18 medições de cada valor indicado. Os dados líquidos referentes as médias das medições de cada valor indicado, a média e o desvio padrão estão representadas na Tabela 2. Tabela 2 - Valor médio das medições realizadas Controlador (A) 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 I1 (A) 0,4972 0,9938 1,4984 1,9791 2,4827 2,9764 3,4715 3,9674 I2 (A) 0,4972 0,9940 1,4983 1,9721 2,4830 2,9770 3,4724 3,9681 I3 (A) 0,4940 0,9942 1,4989 1,9792 2,4832 2,9775 3,4727 3,9656 I4 (A) 0,4975 0,9945 1,4987 1,9794 2,4835 2,9779 3,4734 3,9669 I5 (A) 0,4978 0,9948 1,4988 1,9792 2,4840 2,9782 3,4737 3,9676 I6 (A) 0,4977 0,9952 1,4960 1,9794 2,4842 2,9789 3,4744 3,9681 MI (A) 0,4969 0,9944 1,4982 1,9781 2,4834 2,9777 3,4730 3,9673 s (A) 0,0014 0,0005 0,0011 0,0029 0,0006 0,0009 0,0010 0,0009 Tabela 3 - Análise da calibração Controlador (A) 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 IPadrão (A) 0,49 1,0 1,5 2,0 2,49 3,0 3,5 4,0 CPadrão (A) 0,012 0,014 0,016 0,018 0,020 0,022 0,024 0,026 VVC (A) 0,502 1,014 1,516 2,018 2,510 3,022 3,524 4,026 MI (A) 0,4969 0,9944 1,4982 1,9781 2,4834 2,9777 3,4730 3,9673 s (A) ±0,0014 ±0,0005 ±0,0011 ±0,0029 ±0,0006 ±0,0009 ±0,0010 ±0,0009 C (A) ±0,0051 ±0,0196 ±0,0178 ±0,0399 ±0,0266 ±0,0443 ±0,0510 ±0,0587 3.11.2 Determinação dos parâmetros para a calibração a) A média MI da Tabela 3 é a média aritmética das 6 medições realizadas para cada indicação da faixa de medição. b) O desvio padrão “s” refere-se ao desvio em relação ao desvio médio de cada medição realizada, determinado pela a Eq. 1. 𝑠=√ (𝐼1 −𝑀𝐼 )2 +(𝐼2 −𝑀𝐼 )2 +∙∙∙+(𝐼𝑛 −𝑀𝑛 )2 𝑛−1 (1) 58 c) A estimativa do erro sistemático Td (tendência) foi determinada pela Eq. 2. 𝑇𝑑 = 𝑀𝐼 − 𝑉𝑉𝐶 (2) Onde: MI é a média das medições e VVC trata-se de um valor verdadeiro convencional, definido a partir dos dados do certificado de calibração do multímetro. d) O parâmetro de correção denominado “C” foi obtido de Td (tendência). O valor da correção “C” será adicionado aos valores medidos para correção dos efeitos do erro sistemático. A correção foi calculada pela Eq. 3. 𝐶 = −𝑇𝑑 (3) e) A estimativa do erro aleatório “Ea” trata-se da diferença entre II e MI, onde II é a indicação instantânea. A caracterização da faixa em que se enquadra o erro aleatório é efetuada através de procedimentos estatísticos, considerando o desvio padrão “s” para um número finito de medições e “t” o coeficiente de Student, é possível determinar a repetitividade, para um número “n” finito de medições expresso pela Eq. 4. 𝑅𝑒 = ±𝑡 ∙ 𝑠 (4) A repetitividade é a faixa de dispersão na qual se enquadra o erro aleatório com uma probabilidade de enquadramento estatístico desejado. Normalmente adota-se uma probabilidade de enquadramento de 95% definida pelo coeficiente de Student. O valor do coeficiente de Student encontrado foi igual a 2,110 para o número de medições n igual a 18 medições. 3.11.3 Determinação da Incerteza padrão combinada (uc) 1. Cálculo da incerteza da calibração do multímetro padrão 𝑢1 . De acordo com o certificado de calibração do multímetro padrão, o valor para U95% fornecido é igual a 0,03 A, maior valor da incerteza. O grau de liberdade para os 03 (três) ciclos da calibração,  igual a 2 e n igual a 18 medições encontrado na Tabela de coeficientes de Student k95% foi de 2,110 assim foi encontrado o valor de u1 igual a 0,014 A. Expresso pela Eq. 5. 59 𝑢1 = 𝑢68% = 𝑢95% (5) 𝑘 2. Determinação da incerteza da resolução do multímetro padrão, 𝒖𝟐 A resolução do multímetro padrão, R, foi obtida pela escala do multímetro onde o valor encontrado foi de 0,1 A. O valor encontrado para u2, de acordo com a Eq. 6 foi igual a 0,03 A. 𝑢2 = 𝑢68% = 𝑅 (6) 2√3 3. Determinação da incerteza máxima da calibração do resistor shunt, 𝐮𝟑 O cálculo de u3 para o maior valor do desvio padrão 𝑆𝑚𝑎𝑥 para a faixa de medições utilizadas (i.e., 0,5; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0 A) encontrado foi igual a 0,03 A. O valor para a incerteza máxima da calibração, 𝑢3 , de 0,012 A, determinado pela Eq. 7. 𝑢3 = 𝑢68% = 𝑆𝑚𝑎𝑥 √𝑛 (7) 4. Determinação da incerteza do micro voltímetro do multiplexador de dados Agilent 𝑢4 . A incerteza referente ao micro voltímetro do multiplexador de dados utilizado foi obtida do certificado de calibração do equipamento, igual 0,009, para o alcance máximo de 0,1 VDC. Determinação dos graus de liberdade, ν, específico para cada uma das incertezas u1, u2, u3 e u4, conforme a Eq. 8, onde ν é o grau de liberdade e n é número de medições. 𝑣 =𝑛−1 (8) A Tabela 4 apresenta o grau de liberdade e o número de medições para cada incerteza. 60 Tabela 4 - Grau de liberdade e número de medições u1 u2 u3 u4 n - 0,03 0,012 0,009 ν ∞ 2 2 143 Determinação do grau de liberdade efetivo νeff. O número de grau de liberdade efetivo está associado à incerteza padrão combinada e foi determinado pela Eq. 9. 𝑢𝑐4 ѵ𝑒𝑓 = 𝑢14 ѵ1 + 𝑢24 ѵ2 +∙∙∙ 4 𝑢𝑝 ѵ𝑝 (9) De onde: uc foi determinado pela Eq. 10. 𝑢𝑐 = √𝑢12 + 𝑢22 + 𝑢32 +𝑢42 (10) Em que: 𝑢𝑐 = √0,032 + 0,032 + 0,0122 + 0,0092 O valor de 𝑢𝑐 encontrado foi de 0,045 A. Substituindo-se os valores de 𝑢𝑐 , 𝑢1 , 𝑢2 , 𝑢3 𝑒 𝑢4 na Eq. 10, e resolvendo-a obtém-se o ѵ𝑒𝑓𝑓 . 0,0454 0,034 0,0124 0,0094 = + + ѵ𝑒𝑓𝑓 2 2 143 O valor do ѵ𝑒𝑓𝑓 encontrado foi igual a 9,871. 5. Cálculo da incerteza expandida U95%. A incerteza expandida corresponde à faixa de valores que enquadra a incerteza para um nível de confiança de 95%. Para atingir este nível de confiança, a incerteza padrão combinada 𝑢𝑐 , que corresponde apenas a um desvio padrão, deve ser multiplicada pelo coeficiente de Student. O coeficiente de Student, também denominado fator de abrangência e normalmente representado por k95 quando o nível de confiança é de 95%. 61 A incerteza expandida U95% foi determinada em função do ѵ𝑒𝑓𝑓 de acordo com os dados mostrados na Tabela 5, calculada pela Eq. 11. 𝑈95% = 𝑘95% ∙ 𝑢𝑐 (11) Tabela 5 - Coeficiente de Student em função do número do grau de liberdade efetiva ѵ𝑒𝑓𝑓 1 2 3 K95 13,97 4,53 3,31 4 5 10 50 100 ∞ 2,87 2,65 2,28 2,05 2,02 2,00 De acordo com os dados da Tabela 5 para o grau de liberdade efetiva ѵ𝑒𝑓𝑓 igual a 9,871 o valor obtido para k95 foi igual a 2,68. Utilizando os valores de k95 e uc na Eq. 10, o valor obtido para U95% foi de 0,12 A. Tabela 6 - Resultado da calibração IPadrão (A) 0,49 1,0 1,5 2,0 2,49 3,0 3,5 4,0 Cc (A) ±0,0051 ±0,0196 ±0,0178 ±0,0399 ±0,0266 ±0,0443 ±0,0510 ±0,0587 VVC (A) 0,502 1,014 1,516 2,018 2,510 3,022 3,524 4,026 U95% (A) ±0,02 ±0,05 ±0,07 ±0,09 ±0,12 ±0,14 ±0,17 ±0,19 K95% (A) 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 U68% (A) ±0,009 ±0,018 ±0,027 ±0,036 ±0,045 ±0,054 ±0,063 ±0,072 O resultado da medição foi expresso por: 𝑹𝑴 = 𝑴𝑰 + 𝑪𝒄 ± 𝑼𝟗𝟓% . 3.12 Calibração dos sensores de temperaturas termopar tipo – T Os vinte e oito sensores de temperatura utilizados são do tipo T e foram calibrados, utilizando um banho termostático juntamente com um termômetro de bulbo previamente calibrado como padrão. Os sensores foram conectados um a um ao seu respectivo canal, no multiplexador Agilent. Os canais utilizados durante o processo de calibração foram mantidos 62 durante a realização dos testes na aquisição de dados, dessa forma, foi dispensada a calibração do Agilent. O banho termostático utilizado foi adquirido da empresa Julabo com estabilidade de temperatura de ± 0,01 °C possui um display para programação da temperatura, bomba de circulação e saída usb para conexão ao sistema de aquisição de dados, conforme a Figura 35. Figura 35 - Banho termostático Fonte: o autor Inicialmente foi determinada a faixa de temperatura para a calibração dos sensores que foi de 10 °C a 55 °C, com intervalos de 5 °C. O banho termostático foi programado para a temperatura inicial de 10 °C, assim que a água da cuba atingiu a temperatura programada, os sensores juntamente com o termômetro calibrador foram inseridos no banho, registrou-se a temperatura do termômetro e seis medições dos sensores foram registradas pelo sistema de aquisição de dados. Os sensores e o termômetro foram retirados da cuba e o banho termostático foi programado para a temperatura seguinte. Repetiu-se o procedimento até a temperatura de 55 °C última medida da faixa determinada. O segundo ciclo de medições foi realizado de forma decrescente com o mesmo procedimento adotado até a menor temperatura da faixa, ou seja, 10 °C. O terceiro ciclo de medição foi realizado conforme o primeiro ciclo em ordem crescente. O termômetro de bulbo padrão estava calibrado dentro do período de validade, de acordo com o certificado de calibração. 63 Dados do padrão: Termômetro de bulbo – T1 Faixa de operação: -10 °C a 52 °C Ciclos de calibração: 3 Imersão: 80 mm Resolução: 0,1 °C Tabela 7 - Dados do certificado de calibração U95% [°C] 20,00 Correção (ºC) -0,18 50,00 -0,33 ±0,20 Temperatura [°C] ±0,17 De acordo com os dados fornecidos pelo certificado de calibração foi necessário realizar uma interpolação linear para a faixa de temperatura dos sensores, conforme a Tabela 8. Tabela 8 - Interpolação linear Controlador [°C] Cpadrão [°C] U95% [°C] 10 -0,13 ±0,16 15 -0,16 ±0,17 20 -0,18 ±0,17 25 -0,21 ±0,18 30 -0,23 ±0,18 35 -0,26 ±0,19 40 -0,28 ±0,19 45 -0,31 ±0,20 50 -0,33 ±0,20 55 -0,36 ±0,21 A Tabela 9. Representa a faixa de medições e média das temperaturas liquida dos três ciclos de medições realizadas para o sensor de temperatura T1A que foi conectado ao canal 1 do módulo do sistema de aquisição de dados. 64 Tabela 9 - Temperatura média liquida dos três ciclos de medições Calibração do sensor: ₸1A - Comprimento = 2,0 metros. Controlador 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Bulbo (°C) 9,9 14,9 19,9 24,9 29.9 35,0 40,0 44,9 50,0 54,9 ₸1(°C) ₸2(°C) 9,46 9,48 14,46 14,38 19,50 19,51 24,68 24,57 29,54 29,49 34,61 34,63 39,69 39,66 44,53 44,49 49,73 49,73 54,79 54,74 s ₸3(°C) ₸4(°C) ₸5(°C) ₸6(°C) ₸1A(°C) s 9,60 9,59 9,54 9,54 9,53 0,058 14,46 14,42 14,48 14,44 14,44 0,037 19,46 19,45 19,41 19,46 19,47 0,037 24,55 24,56 24,50 24,53 24,56 0,062 29,53 29,57 29,63 29,54 29,55 0,046 34,67 34,58 34,74 34,61 34,64 0,056 39,77 39,62 39,65 39,66 39,67 0,053 44,49 44,19 44,55 44,51 44,46 0,135 49,73 49,73 49,77 49,76 49,74 0,019 54,75 54,79 54,78 54,81 54,78 0,026 De acordo com os dados da Tabela 9, foram realizadas 18 (dezoito) medições para cada temperatura perfazendo um total de 180 (cento) medições para cada sensor de temperatura. Os procedimentos para calibração dos sensores de temperatura tipo “T” foram os mesmos adotados na calibração do resistor shunt. 3.12.1 Determinação da Incerteza padrão combinada (uc) 1. Cálculo da incerteza da calibração do padrão 𝑢1 . De acordo com o certificado de calibração do termômetro padrão, o valor para U95% fornecido é igual a 0,29 °C, maior valor da incerteza. O grau de liberdade para os 03 (três) ciclos da calibração,  igual a 2 e n igual a 18 medições encontrado na tabela de coeficientes de Student k95% foi de 4,53, assim foi encontrado o valor de u1 dado pela Eq. 12 igual a 0,29 °C. 𝑅 𝑢1 = 𝑈68% = 2√3 (12) 2. Determinação da incerteza da resolução do termômetro padrão, 𝑢2 . A resolução do termômetro padrão, R, foi obtida do certificado de calibração onde o valor encontrado foi de 0,1 °C. O valor encontrado para u2 , de acordo com a Eq. 13 foi igual a 0,029 °C. 65 𝑢2 = 𝑈68% = 𝑅 (13) 2√3 3. Determinação da incerteza máxima da calibração do sensor de temperatura, 𝑢3 . O cálculo de u3 para o maior valor do desvio padrão 𝑆𝑚𝑎𝑥 para a faixa de medições utilizadas (i.e., 10; 15; 20; 25; 30; 35; 45; 50; 55 °C) encontrado foi igual a 0,135 °C. O valor para a incerteza máxima da calibração, 𝑢3 , foi igual a 0,055 °C, determinado pela Eq. 14. 𝑢3 = 𝑈68% = 𝑆𝑚𝑎𝑥 (14) √𝑛 4. Determinação da incerteza do micro voltímetro do multiplexador de dados Agilent 𝑢4 . A incerteza referente ao micro voltímetro do multiplexador de dados utilizado foi obtida do certificado de calibração do equipamento, igual 0,009, para o alcance máximo de 0,1 VDC. 5. Determinação dos graus de liberdade, ν, específico para cada uma das incertezas u1, u2, u3 e u4, conforme a Eq. 15, onde ν é o grau de liberdade e n é número de medições. 𝑣 =𝑛−1 (15) A Tabela 10 apresenta o grau de liberdade e o número de medições para cada incerteza. Tabela 10 - Grau de liberdade e número de medições u1 u2 u3 u4 n - 0,029 0,055 0,009 ν ∞ 2 17 179 6. Determinação do grau de liberdade efetivo νeff. O número de grau de liberdade efetivo está associado à incerteza padrão combinada e foi determinado pela Eq. 16. 𝑢𝑐4 ѵ𝑒𝑓 = 𝑢14 ѵ1 + 𝑢24 ѵ2 +∙∙∙ 4 𝑢𝑝 ѵ𝑝 (16) De onde: uc foi determinado pela Eq. 17. 𝑢𝑐 = √𝑢12 + 𝑢22 + 𝑢32 +𝑢42 Em que: (17) 66 𝑢𝑐 = √0,0292 + 0,0292 + 0,0552 + 0,0092 O valor de 𝑢𝑐 encontrado foi de 0,09 °C. Substituindo-se os valores de 𝑢𝑐 , 𝑢1 , 𝑢2 , 𝑢3 𝑒 𝑢4 na Eq. 16, e resolvendo-a obtém-se o ѵ𝑒𝑓𝑓 . 0,074 0,0294 0,0554 0,0094 = + + ѵ𝑒𝑓𝑓 2 17 179 O valor do ѵ𝑒𝑓𝑓 encontrado foi igual a 44,6. 7. Cálculo da incerteza expandida U95%. A incerteza expandida corresponde à faixa de valores que enquadra a incerteza para um nível de confiança de 95%. Para atingir este nível de confiança, a incerteza padrão combinada 𝑢𝑐 , que corresponde apenas a um desvio padrão, deve ser multiplicada pelo coeficiente de Stundent. O coeficiente de Student, também denominado fator de abrangência e normalmente representado por k95 quando o nível de confiança é de 95%. A incerteza expandida U95% foi determinada em função do ѵ𝑒𝑓𝑓 de acordo com os valores da Tabela 11, calculada pela Eq. 18. 𝑈95% = 𝑘95% ∙ 𝑢𝑐 (18) Tabela 11 - Coeficiente de Student em função do número do grau de liberdade efetiva ѵ𝑒𝑓𝑓 1 2 3 K95 13,97 4,53 3,31 4 5 10 50 100 ∞ 2,87 2,65 2,28 2,05 2,02 2,00 De acordo com os dados da Tabela 11 para o grau de liberdade efetiva ѵ𝑒𝑓𝑓 igual a 44,6 o valor obtido para k95 foi igual a 2,28. Utilizando os valores de k95 e uc na Eq. 18, o valor obtido para U95% foi de 0,21 °C. 67 Tabela 12 - Análise da calibração ₸1A (°C) Controlador (°C) IPadrão. (°C) CPadrão. (°C) VVC (°C) s C 10 9,9 -0,13 10,03 9,53 ±0,058 ±0,50 15 14,9 -0,16 15,06 14,44 ±0,037 ±0,62 20 19,9 -0,18 20,08 19,47 ±0,037 ±0,61 25 24,9 -0,21 25,11 24,56 ±0,062 ±0,55 30 29,9 -0,23 30,13 29,55 ±0,046 ±0,58 35 35,0 -0,26 35,26 34,64 ±0,056 ±0,62 40 40,0 -0,28 40,28 39,67 ±0,053 ±0,61 45 44,9 -0,31 45,21 44,46 ±0,135 ±0,75 50 50,0 -0,33 50,33 49,74 ±0,019 ±0,59 55 54,9 -0,36 55,26 54,78 ±0,026 ±0,48 Tabela 13 - Resultado da calibração Bulbo (°C) 9,9 CC (°C) ±0,50 VVC (°C) 10,03 U95% (°C) K95% (°C) U68% (°C) ±0,04 2,28 ±0,018 14,9 ±0,62 15,06 ±0,07 2,28 ±0,030 19,9 ±0,61 20,08 ±0,08 2,28 ±0,035 24,9 ±0,55 25,11 ±0,11 2,28 ±0,048 29,9 ±0,58 30,13 ±0,13 2,28 ±0,057 35,0 ±0,62 35,26 ±0,16 2,28 ±0,070 40,0 ±0,61 40,28 ±0,18 2,28 ±0,079 44,9 ±0,75 45,21 ±0,20 2,28 ±0,088 50,0 ±0,59 50,33 ±0,22 2,28 ±0,096 54,9 ±0,48 55,26 ±0,24 2,28 ±0,105 Os resultados das medições foram expressos por: 𝑹𝑴 = 𝑴𝑰 + 𝑪𝒄 ± 𝑼𝟗𝟓% . As tabelas abaixo mostram os valores das correções para os vinte e oito sensores de temperaturas calibrados. 68 Tabela 14 - Correções – Grupo 1 Bulbo VVC T1A T1B T1C T1D T1E T1F T1G 9,9 10,03 0,50 0,54 0,54 0,57 0,58 0,48 0,49 14,9 15,06 0,62 0,61 0,64 0,65 0,64 0,57 0,59 19,9 20,08 0,61 0,59 0,59 0,61 0,61 0,53 0,54 24,9 25,11 0,55 0,53 0,55 0,55 0,56 0,48 0,48 29,9 30,13 0,58 0,58 0,58 0,58 0,59 0,50 0,52 35,0 35,26 0,62 0,63 0,64 0,63 0,64 0,55 0,57 40,0 40,28 0,61 0,62 0,62 0,63 0,63 0,54 0,57 44,9 45,21 0,75 0,66 0,65 0,61 0,60 0,64 0,56 50,0 50,33 0,59 0,60 0,59 0,58 0,62 0,51 0,53 54,9 55,26 0,48 0,52 0,49 0,50 0,51 0,44 0,44 Tabela 15 - Correções – Grupo 2 Bulbo VVC T2A T2B T2C T2D T2E T2F T2G 9,9 10,03 0,51 0,53 0,51 0,47 0,47 0,47 0,48 14,9 15,06 0,52 0,62 0,69 0,55 0,56 0,56 0,56 19,9 20,08 0,17 0,55 0,69 0,50 0,51 0,52 0,51 24,9 25,11 0,47 0,54 0,47 0,45 0,48 0,45 0,47 29,9 30,13 0,46 0,54 0,60 0,47 0,49 0,47 0,49 35,0 35,26 0,60 0,57 0,59 0,52 0,53 0,53 0,54 40,0 40,28 0,43 0,55 0,57 0,41 0,53 0,51 0,51 44,9 45,21 0,66 0,55 0,51 0,59 0,54 0,54 0,49 50,0 50,33 0,59 0,52 0,53 0,52 0,50 0,48 0,48 54,9 55,26 0,52 0,18 0,44 0,40 0,44 0,41 0,39 Tabela 16 - Correções – Grupo 3 Bulbo VVC T3A T3B T3C T3D T3E T3F T3G 9,9 10,03 0,55 0,57 0,58 0,59 0,62 0,47 0,51 14,9 15,06 0,54 0,56 0,58 0,58 0,59 0,48 0,49 19,9 20,08 0,55 0,56 0,59 0,59 0,60 0,49 0,49 24,9 25,11 0,51 0,53 0,56 0,54 0,57 0,46 0,44 29,9 30,13 0,56 0,57 0,57 0,57 0,60 0,48 0,49 35,0 35,26 0,64 0,65 0,66 0,66 0,69 0,57 0,59 40,0 40,28 0,60 0,62 0,61 0,63 0,63 0,56 0,58 44,9 45,21 0,49 0,50 0,49 0,50 0,52 0,45 0,46 50,0 50,33 0,56 0,56 0,57 0,54 0,91 0,56 0,55 54,9 55,26 0,43 0,40 0,41 0,39 0,40 0,43 0,42 69 Tabela 17 - Correções – Grupo 4 Bulbo VVC TP1 TP2 TP3 TP4 TP5 Te Ta 9,9 10,03 0,57 0,52 0,60 0,47 0,47 0,49 0,48 14,9 15,06 0,50 0,53 0,54 0,47 0,46 0,48 0,48 19,9 20,08 0,44 0,52 0,52 0,47 0,45 0,48 0,48 24,9 25,11 0,49 0,51 0,49 0,45 0,42 0,45 0,45 29,9 30,13 0,55 0,53 0,56 0,48 0,45 0,48 0,48 35,0 35,26 0,62 0,62 0,64 0,56 0,57 0,59 0,57 40,0 40,28 0,42 0,60 0,60 0,54 0,55 0,55 0,50 44,9 45,21 0,45 0,48 0,54 0,48 0,46 0,47 0,45 50,0 50,33 0,63 0,59 0,59 0,60 0,56 0,57 0,57 54,9 55,26 0,41 0,44 0,45 0,43 0,44 0,41 0,42 70 3.13 MÉTODOS 3.13.1 Determinação do norte geográfico Inicialmente, para posicionar a plataforma de suporte do sistema, foi necessário encontrar o norte geográfico, através de um gnômon. O gnômon é a parte do relógio solar fixada perpendicular a uma superfície horizontal, a projeção da sua sombra é o raio da circunferência. Para determinar a linha Meridiana (Norte-Sul) por volta das 10 horas inicia-se a observação e a primeira marcação da sombra do gnômon. A primeira marcação entre a sombra e a base do gnômon é o raio da circunferência, com um barbante de comprimento igual ao raio preso a base da haste traça-se a circunferência. O procedimento deve ser observado e realizar as sucessivas marcações até às 14 horas. A bissetriz do ângulo formado durante o intervalo de 10 horas às 14 horas indica o norte geográfico (linha Meridiana Norte-Sul), a Figura 46 mostra a haste de metal (gnômon) fixada na base de madeira. Figura 36 - Gnômon Fonte: o autor 71 A plataforma suporte do sistema foi posicionada de forma fixa orientada para o norte geográfico de acordo a linha Meridiana (Norte-Sul) encontrada através do gnômon. O ângulo de inclinação da plataforma com a superfície horizontal é aproximadamente de 30°, padrão ideal para a região de Belo Horizonte de acordo com a latitude local (-20°), esse parâmetro permite uma variação de 5° a 10°, segundo Duffie e Beckman (2013). A radiação solar “Isol” foi medida pelo piranômetro posicionado ao lado da plataforma com o mesmo ângulo de inclinação do painel PVT. A temperatura ambiente foi medida em local próximo a plataforma assim como a velocidade do vento monitorada por um anemômetro, a Fig. 47 mostra o sistema posicionado juntamente com o piranômetro e todos os sensores de temperatura conectados. Figura 37 - Vista do coletor PVT completo Fonte: o autor 72 3.13.2 Determinação do produto transmissividade-absorvidade (τα) O produto (τα) representa o efeito causado pela combinação da transmissividade do vidro com a absorvidade da placa do coletor, segundo Duffie e Beckman, (2013) expresso pela Eq.19. (𝜏𝛼)𝑎𝑣 ≅ 0.96(𝜏𝛼)𝑏 (19) Onde os índices “av” e “b” representam o produto transmissidade-absorvidade média e direta respectivamente. Para determinar o produto (τα) é necessário determinar cada uma das propriedades separadamente, para isso é necessário fazer uma análise geométrica do conjunto Sol, Terra e o coletor solar. Os principais ângulos são mostrados na Figura 38 de acordo com (Duffie e Beckman, 2013). Figura 38 – Principais ângulos Fonte: Duffie e Beckman (2013) adaptado pelo autor Os ângulos necessários para determinar o produto (τα). Φ – Latitude local, Belo Horizonte igual a -20; δ – Declinação, expresso pela Eq.20. 𝛿 = 23,45𝑠𝑒𝑛 (360 284 + 𝑛 ) 365 (20) 73 Onde “n” representa o dia do ano. β – Ângulo formado entre o plano da superfície do coletor e o plano horizontal, igual a 30°. γ – Ângulo de azimute da superfície, formado entre o eixo Norte - Sul e a normal da superfície projetada sobre o plano horizontal; para o hemisfério sul com o objeto voltado para o norte valor igual a 180°. ω – Ângulo horário, deslocamento aparente do Sol nas direções Leste-Oeste, relativo ao meridiano local, ocasionado pela rotação da terra sobre seu eixo a cada 15º por hora; θ - ângulo de incidência, formado entre a normal à superfície do coletor e o feixe de radiação direta em um determinado instante, determinado através da Eq. 21. 𝜃 = 𝑎𝑟𝑐𝑐𝑜𝑠{𝑠𝑒𝑛(𝛿)𝑠𝑒𝑛(𝜙) cos(𝛽) − 𝑠𝑒𝑛(𝛿) cos(𝜙)𝑠𝑒𝑛(𝛽) cos(𝛾) + cos(𝛿) cos(𝜙) cos(𝛽) cos(𝜔) + cos(𝛿)𝑠𝑒𝑛(𝜙)𝑠𝑒𝑛(𝛽) cos(𝛾)cos(ω) + cos(δ)sen(β)sen(γ)sen(ω)} (21) A partir do valor obtido de θ1 é possível determinar o valor de θ2 de acordo com a Eq. 22. 𝑛1 𝑠𝑒𝑛(𝜃2 ) = 𝑛2 𝑠𝑒𝑛(𝜃1 ) (22) Onde: 𝑛1 𝑒 𝑛2 representam o índice de refração do ar e do vidro respectivamente, de acordo com a Figura 39 de (Duffie e Beckman, 2013). Figura 39 - Ângulos de refração Fonte: Duffie e Beckman (2013) adaptado pelo autor 74 Com o valor de 𝜃2 definido, determinam-se as componentes perpendicular e paralela da radiação não polarizada, necessárias para o cálculo da transmissividade, expressa pela Eq. 23 e Eq. 24. 𝑟⊥ = 𝑠𝑒𝑛2 (𝜃2 − 𝜃1 ) 𝑠𝑒𝑛2 (𝜃2 + 𝜃1 ) (23) 𝑟⫽ = 𝑡𝑎𝑛2 (𝜃2 − 𝜃1 ) 𝑡𝑎𝑛2 (𝜃2 + 𝜃1 ) (24) A componente perpendicular e a paralela da radiação não polarizada são necessárias para determinar a transmissividade (𝛕r) onde apenas as perdas por reflexão são consideradas, expressa pela Eq. 25. 𝜏𝑟 = 1 1 − 𝑟⫽ 1 − 𝑟⊥ ( + ) 2 1 + 𝑟⫽ 1 + 𝑟⊥ (25) A transmissividade (𝛕a) em que são consideradas as perdas na absorvidade é determinada de acordo com a Eq. 26. 𝜏𝑎 = 𝑒𝑥𝑝 (− 𝐾𝐿 ) cos(𝜃2 ) (26) Onde: K é a constante de proporcionalidade do vidro e L a espessura. Assim, determina-se a transmissividade de acordo com a simplificação recomendada por Duffie e Beckman (2013), calculada pela Eq. 27. 𝜏 = 𝜏𝑎 𝜏𝑟 (27) A absorvidade da placa tem na razão de alpha expressa abaixo, a sua dependência no ângulo de incidência, o valor de 𝛼𝑛 igual a 0,9 recomendado por Duffie e Beckman (2013) de acordo com a Eq. 28. 𝛼 = 1 + 2.0345 ∙ 10−3 𝜃 − 1.990 ∙ 10−4 𝜃 2 + 5.324 ∙ 10−6 𝜃 3 − 4.799 ∙ 10−8 𝜃 4 𝛼𝑛 (28) Determina-se o valor de (𝜏𝛼)𝑏 , de acordo com Duffie e Beckman, (2013) com a Eq. 29. (𝜏𝛼)𝑏 = 1.01 ∙ (𝜏𝛼) Substituindo o valor encontrado de (𝜏𝛼)𝑏 na Eq. 19, encontra-se o valor de (𝜏𝛼)𝑎𝑣 . (29) 75 3.13.3 Determinação dos parâmetros do coletor PVT A curva característica I-V, corrente versus tensão, representa o comportamento da corrente elétrica (I) em função da tensão (V) de um painel fotovoltaico. As curvas características do coletor PVT foram determinadas conforme os procedimentos apresentados a seguir. Determinação dos parâmetros µ𝐼𝑠𝑐 e µ𝑉𝑜𝑐 , (FF) e Rs do PVT. A partir das três primeiras curvas características, foram determinados os parâmetros (µ𝐼𝑠𝑐 ) e (µ𝑉𝑜𝑐 ), que são respectivamente os coeficientes de temperatura do PV bem como o fator de forma (FF). Segundo Duffie e Beckman (2013), o coeficiente de variação da corrente de curtocircuito (µ𝐼𝑠𝑐 ), é definido como a taxa instantânea da variação da corrente de curto circuito em relação à variação de temperatura da célula, considerando fixa a radiação solar incidente no painel sendo expresso pela unidade A/°C e determinado conforme a Eq. 30. µ𝐼𝑠𝑐 = 𝑑𝐼𝑠𝑐 ∆𝐼𝑠𝑐 𝐼𝑠𝑐 (𝑇2 ) − 𝐼𝑠𝑐 (𝑇1 ) ≅ ∴𝛼≅ 𝑑𝑇 ∆𝑇 𝑇2 − 𝑇1 (30) Onde: ∆𝐼𝑠𝑐 é a variação da corrente de curto-circuito e ∆𝑇 a variação da temperatura. O coeficiente de variação da tensão de circuito aberto µ𝑉𝑜𝑐 é definido por Duffie e Beckman, (2013) como a taxa instantânea da variação da tensão de circuito aberto em relação à variação da temperatura da célula, sendo expresso pela unidade V/°C e calculado conforme a Eq. 31. µ𝑉𝑜𝑐 = 𝑑𝑉𝑜𝑐 ∆𝑉𝑜𝑐 𝑉𝑜𝑐 (𝑇2 ) − 𝑉𝑜𝑐 (𝑇1 ) ≅ ∴𝛽≅ 𝑑𝑇 ∆𝑇 𝑇2 − 𝑇1 (31) Onde: ∆𝑉𝑜𝑐 é a variação da tensão de circuito aberto e ∆𝑇 a variação da temperatura. O fator de forma (FF) é um parâmetro que determina a qualidade dos painéis fotovoltaicos, sendo definido conforme Duffie e Beckman (2013) como a razão entre a potência máxima ideal e a potência máxima real, calculado conforme a Eq. 32: 76 𝐹𝐹 = 𝐼𝑚𝑝 .𝑉𝑚𝑝 𝐼𝑠𝑐 .𝑉𝑜𝑐 (32) Em que: 𝐼𝑚𝑝 é a corrente máxima de pico, 𝑉𝑚𝑝 é a tensão máxima de pico, 𝐼𝑠𝑐 e 𝑉𝑜𝑐 são, respectivamente, a corrente de curto-circuito e a tensão de circuito aberto. Com mais três curvas características onde a temperatura ambiente pode sofrer variações de ± 1 °C foi calculada a resistência série (𝑅𝑠 ) do PV, que se deve principalmente às conexões entre as células, pois o efeito joule reduz o rendimento do painel. O procedimento utilizado para determinação de “ 𝑅𝑠 ” segue a norma NBR-12136 (ABNT, 1991a), descrita por Buhler (2007) consistindo dos passos apresentados a seguir. Foram levantadas três curvas “I x V” com diferentes valores de radiação solar com as mesmas temperaturas permitindo variações de no máximo ± 1°C. a) Determinou-se o ponto “P1” na curva “I x V”, que apresentou maior valor de radiação solar, estando este ponto um pouco acima do ponto de potência máxima. b) A diferença “∆𝐼1” entre “Isc1” e a corrente elétrica “IP1” referente ao ponto “P1” foi determinada pela Eq. 33. ∆𝐼1 = 𝐼𝑠𝑐1 − 𝐼𝑃1 (33) c) Determinou-se o ponto “Q1” na curva “I x V”, que apresentou valor da radiação solar intermediário, cuja corrente elétrica “IQ1” foi calculado pela Eq. 34. 𝐼𝑄1 = 𝐼𝑠𝑐2 (34) d) A diferença entre as tensões “∆𝑉1” dos pontos “P1” e “Q1” foram obtidos das duas curvas “I x V” e calculado conforme a Eq. 35. ∆𝑉1 = 𝑉𝑄1 − 𝑉𝑃1 (35) e) O valor da resistência série “Rs1” foi calculado a partir dos resultados obtidos expressos pela Eq. 36. 𝑅𝑠1 = ∆𝑉1 ∆𝑉1 = ∆𝐼1 𝐼𝑠𝑐1 − 𝐼𝑃1 (36) f) Repetiu-se o procedimento considerando as duas curvas “I x V” de radiação solar (maior e menor) obtendo-se os pontos “P1” e “R1” e, consequentemente, obteve-se o valor de “Rs2”; 77 g) Repetiu-se o procedimento considerando as duas curvas I x V de radiação solar (intermediária e menor) obtendo-se os pontos “Q1” e “R1” e, consequentemente, obteve-se o valor de “Rs3”; h) O valor de “Rs” (resistência série do PV) foi o valor médio de Rs1 , Rs2 e Rs3 de acordo com a Eq. 37. 𝑅𝑠 = 𝑅𝑠1 + 𝑅𝑠2 + 𝑅𝑠3 3 (37) O procedimento descrito está ilustrado para melhor compreensão na Figura 40. Figura 40 - Curvas características I x V Fonte: Buhler (2007) adaptado pelo autor 3.13.4 Método para determinação do calor útil gerado no coletor Um método experimental foi utilizado baseando-se na realização de balanços de energia no reservatório de água quente durante intervalos de uma hora, considerando o regime 78 transiente, para determinação do calor útil gerado no coletor PVT em cada intervalo de uma hora. O teste foi realizado durante quatro dias contínuos e consecutivos, tendo início às 08h30min do dia 8/08/2013 e término às 08h30min horas do dia 12/08/2013. Um padrão diário de consumo de água quente foi adotado, consistindo da retirada de um volume de 25 l de água quente pela parte superior do reservatório durante todos os dias às 13h00min. Um volume igual de água fria foi adicionado, quase que simultaneamente à retirada de água quente, pela parte inferior do reservatório de água quente. Durante o período de teste os dias estiveram ensolarados, com ocorrência de nuvens apenas nos finais das tardes. O ar esteve praticamente estagnado sendo que a velocidade média diária do mesmo no local de teste foi igual a 0,85 m/s. 3.13.5 Balanço de energia no reservatório térmico O balanço de energia realizado considerou como volume de controle todo o reservatório térmico, incluindo a massa de água interna, a massa da chapa do invólucro do reservatório, metade da massa do isolamento térmico do reservatório, a massa dos sensores de temperatura localizados dentro do reservatório, e a massa dos suportes de madeira que fixavam os sensores de temperatura estando esses localizados dentro do reservatório. O regime de fluxo de energia foi considerado transiente, sendo os termos do balanço de energia horários apresentados conforme mostra a Eq. 38. 𝑄̇𝑉𝐶 + ∑ 𝐸𝑒 = ∑ 𝐸𝑠 + ∆𝐸𝑉.𝐶. (38) Onde: 𝑄̇𝑉𝐶 : é o calor transferido do volume de controle (J); Ee : são todas as energias entálpicas que entram no volume de controle (J); Es: são todas as energias entálpicas que saem do volume de controle (J); EV,C : é a variação da energia no volume de controle (J). A discriminação de cada termo da energia que entra e saí do reservatório é apresentado pela Eq. 39. 79 𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠 + (𝐻𝑒,𝑎,𝑐𝑜𝑙−𝑟𝑒𝑠 + 𝐻𝑒,𝑎,𝑟𝑒𝑝−𝑟𝑒𝑠 ) = (𝐻𝑠,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑙 + 𝐻𝑠,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑛𝑠 ) + Δ𝑈 (39) Onde: Qper, res: calor transferido da água do reservatório para o ar ambiente através do invólucro (i.e., parede lateral, topo e fundo); He,a,col-res: energia entálpica da água que vem do coletor e entra no reservatório; He,a,rep-res: energia entálpica da água fria de reposição que entra no reservatório; Hs,a,res-col: energia entálpica da água que sai do coletor e entra no reservatório; Hs,a,res-cons: energia entálpica da água quente que sai do reservatório e vai para consumo; U: é a variação da energia interna do volume de controle num intervalo de tempo de uma hora, incluindo a variação de energia interna da água, do material do invólucro do reservatório (i.e., chapas, isolamento térmico, estrutura de suporte dos sensores de temperatura). Observa-se que as variações da energia cinética e potencial do volume de controle foram desprezadas. Rearranjando a Eq. 39 e trabalhando com o valor absoluto do termo que representa a perda de calor do reservatório chega-se na Eq. 40. −|𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠 | + (𝐻𝑒,𝑎,𝑐𝑜𝑙−𝑟𝑒𝑠 − 𝐻𝑠,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑙 ) = (𝐻𝑠,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑛𝑠 − 𝐻𝑒,𝑎,𝑟𝑒𝑝−𝑟𝑒𝑠 ) + Δ𝑈 (40) Os calores Qu,col, e Qret,res são inseridos na Eq. (40) obtendo-se a Eq. 41. −|𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠 | + |𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 | = |𝑄𝑟𝑒𝑡,𝑟𝑒𝑠 | + Δ𝑈 (41) Onde: Qu,col: calor ganho pela água (útil) ao fluir através do coletor, 𝑄𝑢 = 𝐻𝑠,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑙 − 𝐻𝑒,𝑎,𝑐𝑜𝑙−𝑟𝑒𝑠; Qret,res: calor retirado do reservatório para atender o padrão de demanda de consumo préestabelecida, com reposição simultânea de água fria, 𝑄𝑟𝑒𝑡,𝑟𝑒𝑠 = 𝐻𝑠,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑛𝑠 − 𝐻𝑒,𝑎,𝑟𝑒𝑝−𝑟𝑒𝑠; A Eq. (41) pode ser rescrita, com os valores absolutos do calor útil, calor retirado da água e calor devido às perdas do reservatório chegando-se finalmente a Eq. 42. |𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 | = |𝑄𝑟𝑒𝑡,𝑟𝑒𝑠 | + |𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠 | + Δ𝑈 (42) 80 Observa-se que Qu,col e Qret,res são sempre positivos, enquanto que, Qper,res é sempre negativo, embora na Eq. 42 os valores sejam absolutos (valores sempre positivos). A variação de energia interna do reservatório pode ser positiva, nula ou negativa dependendo das quantidades de energia injetada e retirada do reservatório. O calor útil horário gerado pelo coletor PVT é determinado utilizando-se a Eq. 42, calculando separadamente o calor retirado do reservatório, o calor perdido do reservatório e a variação de energia interna dos componentes do reservatório, conforme mostrado a seguir. 3.13.6 Cálculo do calor retirado do reservatório O calor retirado do reservatório durante cada período de uma hora, ocorreu às 13h de cada dia, sendo determinado pela Eq. 43. 𝑄𝑟𝑒𝑡,𝑟𝑒𝑠 = 𝐻𝑠,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑛𝑠 − 𝐻𝑒,𝑎,𝑟𝑒𝑝−𝑟𝑒𝑠; = 𝑚𝑎,𝑟𝑒𝑡 . 𝐶𝑝 . (𝑇𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑛𝑠 − 𝑇𝑎,𝑟𝑒𝑝 ) (43) Onde: 𝑚𝑎,𝑟𝑒𝑡 : massa de água retirada do reservatório. cp : calor especifico da água igual a 4186 J/kg ∙K; Ta,res-cons: temperatura da água de saída do reservatório, considerando essa temperatura igual a temperatura média da água na camada superior do reservatório, [°C]; Ta,rep: temperatura da água fria de reposição, [°C], medida pelos sensores T1A, e T1F, que estão localizados mais próximos da entrada de água fria, [°C]; 3.13.7 Cálculo da energia armazenada no reservatório A variação da energia interna “U” foi calculada a partir da variação da temperatura média dos componentes internos do reservatório que podem acumular ou desacumular energia. A variação da energia interna dos componentes dentro do reservatório pode ser calculada pela Eq. 44. Δ𝑈 = (𝑇̅𝑓,𝑅 − 𝑇̅𝑖,𝑅 ){𝑐𝑝,á𝑔𝑢𝑎 . 𝑚á𝑔𝑢𝑎 + 𝑐𝑎ç𝑜,𝑖𝑛𝑜𝑥 . [𝑚𝑐ℎ𝑎𝑝𝑎,𝑙𝑎𝑡 + 𝑚𝑐ℎ𝑎𝑝𝑎,𝑓𝑢𝑛𝑑𝑜 ] + 𝑐𝑖𝑠𝑜𝑝𝑜𝑟 . 1⁄2 [𝑚𝑖𝑠𝑜𝑝𝑜𝑟 ] + 𝑐𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟 . 𝑚𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟 + 𝑐𝑚𝑎𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎 . 𝑚𝑚𝑎𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎 } (44) 81 Onde: 𝑇̅𝑓,𝑅 : é a temperatura média da água no instante “t” (considera-se que todos os elementos estão na mesma temperatura da água), que corresponde ao final do intervalo de tempo “t” igual a uma hora [°C]; 𝑇̅𝑖,𝑅 : é a temperatura média da água no instante “t-1” (considera-se que todos os elementos estão na mesma temperatura da água), que corresponde ao início do intervalo de tempo “t ” igual a uma hora [°C]; Cp, água: calor específico da água, [J/kg.K]; 𝑐𝑝,𝑎ç𝑜,𝑖𝑛𝑜𝑥 : Calor especifico do aço inoxidável, (J/kg.K); 𝑐𝑝,𝑖𝑠𝑜𝑝𝑜𝑟 : calor especifico do isopor (J/kg.K); 𝑐𝑝,𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟 : calor especifico dos sensores de temperatura (i.e., termopares) (J/kg.K); 𝑐𝑝,𝑚𝑎𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎 : calor especifico da madeira, que é material dos suportes dos sensores de temperatura (J/kg.K); 𝑚𝑐ℎ𝑎𝑝𝑎,𝑙𝑎𝑡 : massa da chapa de aço inoxidável que compõe a superfície lateral do cilindro do reservatório (kg); mágua: massa da água dentro do reservatório (kg); 𝑚𝑐ℎ𝑎𝑝𝑎,𝑓𝑢𝑛𝑑𝑜 : massa da chapa de aço inoxidável que compõe a superfície de fundo do reservatório (kg); 𝑚𝑖𝑠𝑜𝑝𝑜𝑟 : massa do isolante térmico do reservatório (isopor), (kg); 𝑚𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟 : massa dos sensores de temperatura (termopares) dentro da água no reservatório (kg); 𝑚𝑚𝑎𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎 : massa da madeira que compõe os suportes cilíndricos onde são fixados os sensores de temperatura (kg). 3.13.8 Cálculo do calor perdido pelo reservatório A perda térmica de calor horária da água contida dentro do reservatório para o ar ambiente através do invólucro do mesmo pode ser calculada obtendo-se o coeficiente global médio de transferência de calor do reservatório, através da Eq. 45. ̅𝑟𝑒𝑠 . 𝐴𝑟𝑒𝑠 . (𝑇̅𝑟𝑒𝑠 − 𝑇̅𝑎 ) |𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠 | = 𝑈 (45) 82 Onde: ̅𝑟𝑒𝑠 : é o coeficiente global médio de transferência de calor do reservatório [W.m-2.K-1]; 𝑈 𝐴𝑟𝑒𝑠 : Área do invólucro do reservatório, incluindo a área lateral do cilindro externo e as áreas das tampas superior e inferior, [m-2]; 𝑇̅𝑟𝑒𝑠 : Temperatura média da água no intervalo horário considerado, 𝑇̅𝑟𝑒𝑠 = 𝑇̅𝑓,𝑅 − 𝑇̅𝑖,𝑅 𝑇̅𝑎 : temperatura do ar ambiente no intervalo horário considerado. O coeficiente global médio de transferência de calor do reservatório ̅𝑟𝑒𝑠 foi 𝑈 determinado nos os períodos sem radiação solar, ou seja, para o período diurno no final da tarde e noite. No caso dos testes realizados esse período foi de 17 horas, correspondente ao período entre as 15h30min e 8h30min da manhã do dia seguinte. Este coeficiente global de perdas de calor pode ser determinado pela Eq. 46 𝑁ℎ ̅𝑟𝑒𝑠 𝑈 1 1 |𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠,𝑛𝑜𝑡 | = ∑ ( ) 𝑁ℎ 𝐴𝑟𝑒𝑠 [𝑇̅𝑟𝑒𝑠 − 𝑇̅𝑎 ] 𝑖 (46) 𝑖=1 Onde: 𝑁ℎ : número de horas do teste; |𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠,𝑛𝑜𝑡 |: é o calor perdido pelo reservatório no período noturno e no período diurno sem radiação solar; 𝑖: horário em análise durante o período; Para a obtenção do calor perdido nos período sem radiação e noturno |𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠 | podem ser realizados balanços de energia no reservatório nesses períodos assumindo que os valores da radiação solar incidente no plano do coletor no início da manhã e no final da tarde são baixos ou nulos e, portanto não existe circulação da água no coletor PVT pelo efeito de convecção natural (i.e., termo sifão) e, consequentemente, não existe ganho de calor útil, ou seja, ganho de calor pela água no coletor PVT. Desta forma o calor horário perdido pelo reservatório durante esses períodos pode ser determinado pela Eq. 47. |𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑟𝑒𝑠 | = −Δ𝑈 = −𝑚á𝑔𝑢𝑎 . 𝐶𝑝,á𝑔𝑢𝑎 (𝑇̅𝑓,𝑅 − 𝑇̅𝑖,𝑅 ) (47) 83 3.13.9 Método para determinar o trabalho elétrico A energia elétrica horária “Wele” foi determinada, conforme apresentado na Eq. (48), fazendo a integração do trabalho elétrico “𝑊𝐸𝑙𝑒 ” realizado pelo painel fotovoltaico em cada dois minutos de intervalo de tempo, assumindo que o valor da mesma esteve constante neste intervalo. 𝑡 30 𝑡−1 𝑖=1 30 𝑊𝑒𝑙𝑒 = ∫ 𝑊̇𝑒𝑙𝑒 . 𝑑𝑡 = ∑[𝑊̇𝑒𝑙𝑒 . Δ𝑡]𝑖 = Δ𝑡. ∑[𝑊̇𝑒𝑙𝑒 ]𝑖 (48) 𝑖=1 O trabalho elétrico foi determinado através da obtenção dos valores da corrente elétrica do circuito de carga. A corrente elétrica que flui pelo circuito de potência foi determinada experimentalmente através do dispositivo “shunt”. A partir da Lei de Ohm, em função da resistência elétrica equivalente do circuito de potência, foi determinado o trabalho elétrico expresso em [KJ], realizado para cada intervalo de tempo conforme mostra a Eq. (49). 𝑊𝑒𝑙𝑒 = 𝑅𝑒𝑙𝑒 . 𝐼 2 ∙ Δ𝑡/1000 (49) Onde: Rele: é a resistência equivalente do circuito de potência, igual a 6,8 Ω; I: é a corrente elétrica média medida. Δ𝑡: Intervalo de tempo igual a dois minutos, que corresponde a 120 s. 3.13.10 Método para determinação da energia perdida no coletor O método experimental usado para determinação das perdas de calor do coletor PVT constou da realização de balanços de energia horários durante todos os dias consecutivos, considerando o coletor solar “PVT” como sendo o volume de controle. O volume de controle incluiu a água contida nos canais da placa absorvedora, as células fotovoltaicas, a cobertura de vidro e isolante térmico. Os balanços de energia foram realizados concomitantemente com os balanços de energia realizados no reservatório de água quente, sendo considerado o regime 84 transiente. A lei da conservação de energia aplicada no coletor PVT em cada intervalo de uma hora pode ser descrita pela Eq. (50). 𝑄𝑉.𝐶. + ∑ 𝐸𝑒 = ∑ 𝐸𝑠 + 𝑊𝑒𝑙𝑒 + ∆𝐸𝑉.𝐶. (50) Onde: 𝑄𝑉.𝐶. : o calor transferido do coletor para o ar ambiente no intervalo de uma hora [J]; 𝐸𝑒 : energia que entra no coletor no intervalo de uma hora [J]; 𝐸𝑠 : energia que sai do coletor no intervalo de uma hora [J]; 𝑊𝑒𝑙𝑒 : energia elétrica que sai do coletor no intervalo de uma hora [J]; ∆𝐸𝑉.𝐶. : energia acumulada ou desacumulada do coletor no intervalo de uma hora [J]; Os termos da Eq. geral (50) podem ser discriminados conforme mostrado na Eq. 51. 𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑐𝑜𝑙 + 𝐸𝑠𝑜𝑙,𝑒 + 𝐻𝑒,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑙 = 𝐸𝑠𝑜𝑙,𝑠 + 𝐻𝑠,𝑎,𝑐𝑜𝑙−𝑟𝑒𝑠 + 𝑊𝑒𝑙𝑒 + Δ𝐸𝑐𝑜𝑙 (51) Onde: Qper,col: calor perdido pelo coletor, (J); Esol,e: energia solar global incidente na cobertura de vidro do coletor solar “PVT”, (J); He,a,res-col: entalpia da água na entrada do coletor solar que vem do reservatório, (J); Esol,s: é a soma da energia solar global refletida pela cobertura de vidro mais a energia solar transmitida através da cobertura de vidro do coletor solar “PVT”, (J); Hs,a,col-res: entalpia da água na saída do coletor solar que vai para o reservatório, (J); Wele: energia elétrica consumida pelo circuito de carga, gerada pelo painel fotovoltaico, (J); Ecol: variação da energia do coletor solar “PVT”, (J); A Eq. (51) pode ser rearranjada para explicitar a variável 𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑐𝑜𝑙 conforme a Eq. 52. 𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑐𝑜𝑙 = (𝐻𝑠,𝑎,𝑐𝑜𝑙−𝑟𝑒𝑠 − 𝐻𝑒,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑙 ) − (𝐸𝑠𝑜𝑙,𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎 − 𝐸𝑠𝑜𝑙,𝑠𝑎𝑖 ) + 𝑊𝑒𝑙𝑒 + ∆𝐸𝑐𝑜𝑙 (52) O calor útil do coletor “𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 ”, ou seja, a energia ganha pela água ao passar pelo coletor pode ser dada pela Eq. 53. 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 = 𝐻𝑠,𝑎,𝑐𝑜𝑙−𝑟𝑒𝑠 − 𝐻𝑒,𝑎,𝑟𝑒𝑠−𝑐𝑜𝑙 (53) 85 A diferença entre as radiações solares incidente na cobertura de vidro do coletor e refletida por essa mesma cobertura de vidro representa a radiação absorvida pela superfície absorvedora do coletor PVT e pode ser expressa pela Eq. 54. 𝑆. 𝐴𝑐𝑜𝑙 = 𝐸𝑠𝑜𝑙,𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎 − 𝐸𝑠𝑜𝑙,𝑠𝑎𝑖 (54) Onde: S: irradiação absorvida pela superfície absorvedora do coletor PVT, [W.m-2]; 𝐴𝑐𝑜𝑙 : área da cobertura de vidro do coletor PVT; Considerando as variações de energia cinética e potencial do coletor desprezíveis, isso implica que a variação da energia total do coletor é igual à variação da energia interna do mesmo, ou seja, ∆𝐸𝑐𝑜𝑙 = ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 . Substituindo as Eqs. (52) e (53) na Eq. (54), com ∆𝐸𝑐𝑜𝑙 = ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 , obtém-se a Eq. 55. 𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑐𝑜𝑙 = 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 − 𝑆. 𝐴𝑐 + 𝑊𝑒𝑙𝑒 + ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 (55) A irradiação absorvida pelo coletor “S”, conforme Duffie e Beckman, (2013) pode ser expressa pela Eq.56. 𝑆. 𝐴𝑐 = 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 . 𝐴𝑐 . (𝜏̅̅̅̅̅. 𝛼𝑎𝑏𝑠 𝑣𝑖𝑑 ̅̅̅̅̅̅) (56) Onde: 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 : irradiação solar média incidente na cobertura de vidro do coletor, dentro de um intervalo de tempo de uma hora [W.m-2]; (𝜏𝛼 ̅̅̅): produto da transmissividade média da cobertura de vidro versus a absortividade média da superfície absorvedora, levando em consideração as múltiplas reflexões internas do absorvedor e vidro. Substituindo a Eq. (55) na Eq. (56) chega-se na Eq. 57. 𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑐𝑜𝑙 = 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 + 𝑊𝑒𝑙𝑒 + ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 – 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 . 𝐴𝑐𝑜𝑙 . (𝜏𝛼 ̅̅̅) (57) Reescrevendo a Eq. (57) considerando os valores absolutos das energias obtém-se a Eq. 58. |𝑄𝑝𝑒𝑟,𝑐𝑜𝑙 | = 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 . 𝐴𝑐 . (𝜏𝛼 ̅̅̅) − |𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 | − |𝑊𝑒𝑙𝑒 | − ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 Onde: (58) 86 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 . 𝐴𝑐 . É irradiação solar incidente e a área de abertura do coletor, (𝜏𝛼 ̅̅̅) é o produto da transmissividade do vidro e a absorvidade da placa, 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 é calor útil gerado, 𝑊𝑒𝑙𝑒 é o trabalho elétrico realizado e ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 é variação da energia interna. O procedimento para determinação da variação da energia interna do coletor PVT considerou as variações das energias internas de todos os componentes internos do mesmo (i.e., placa do coletor, água contida no interior dos canais da placa absorvedora, células fotovoltaicas, cobertura de vidro, e metade da camada de isolamento térmico). Todos os componentes internos do coletor foram assumidos estar na temperatura média da superfície absorvedora do coletor PVT. A variação interna do coletor é dada pela Eq. 59. 𝒏 ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 = ∑(𝑚. 𝐶𝑝 . ∆𝑇𝑝 )𝒊 (59) 𝒊=𝟏 Onde: 𝑚: massa do componente “𝒊 ”, [kg]; 𝐶𝑝 : calor específico do componente “𝒊 ”, [kJ.kg-1.K-1]; ∆𝑇𝑝 : diferença da temperatura média da placa do coletor no instante final e inicial para o período horário, [K]; As variações da energia interna dos componentes do coletor PVT são discriminadas, conforme dado na Eq.60. ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 = (𝑇̅𝑝,𝑡 − 𝑇̅𝑝,𝑡−1 ){[𝑚á𝑔𝑢𝑎 ]. 𝑐𝑝,á𝑔𝑢𝑎 + [𝑚𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎,𝑎𝑏𝑠 ]. 𝑐𝑝,𝑎ç𝑜 + [𝑚𝑣𝑖𝑑𝑟𝑜 ]. 𝑐𝑝,𝑣𝑖𝑑𝑟𝑜 + 1⁄2 [𝑚𝑖𝑠𝑜𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒 ]. 𝑐𝑝,𝑖𝑠𝑜𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒 + [𝑚𝑐é𝑙𝑢𝑙𝑎𝑠 ]. 𝑐𝑝,𝑐é𝑙𝑢𝑙𝑎 } (60) 𝑇̅𝑝,𝑡 : é a temperatura média da placa absorvedora no instante “t”, correspondente ao instante final do intervalo de uma hora, (°C); 𝑇̅𝑝,𝑡−1 : é a temperatura média da placa absorvedora no instante “t-1”, correspondente ao instante inicial do intervalo de uma hora, (°C); mágua: massa da água dentro dos canais da placa absorvedora, (kg); mplaca, abs: massa da placa absorvedora, (kg); mvidro: massa da cobertura de vidro, (kg); misolante: massa do isolante térmico (isopor), (kg); 87 mcélulas: massa das células de silício, (kg); Cp,água: calor específico médio da água na fase líquida, (J.kg-1.K-1); Cp,aço: calor específico médio da chapa absorvedora de aço, (J.kg-1.K-1); Cp,vidro: calor específico médio da cobertura de vidro, (J.kg-1.K-1); Cp,isolante: calor específico médio do isolante térmico (isopor), (J.kg-1.K-1); Cp,célula: calor específico médio da célula fotovoltaica (J.kg-1.K-1); 3.13.11 Determinação das eficiências térmica, elétrica e global do coletor PVT O procedimento para determinação da eficiência térmica média horária do coletor solar PVT durante o período de teste consiste na obtenção da razão que relaciona a soma do calor útil e da variação da energia horária do coletor com a energia solar horária incidente na cobertura de vidro do coletor PVT, sendo expressa pela a Eq.61. 𝜂𝑇 = ̅̅̅ 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 + ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 . 100 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 . 𝐴𝑐 (61) Onde: 𝜂𝑇 eficiência térmica média horária do coletor solar “PVT”, (%); ̅̅̅: 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 : irradiação solar média incidente na cobertura de vidro do coletor, dentro de um intervalo de tempo de uma hora [W.m-2]; 𝐴𝑐 : área da cobertura de vidro do coletor solar “PVT”, (m2); O procedimento para determinação da eficiência elétrica média horária do coletor solar PVT durante o período de teste consiste na obtenção da razão que relaciona a energia elétrica horária gerada pelo painel (i.e., energia horária consumida pela carga resistiva) com a energia solar horária incidente sobre as células do PV, de acordo com Sandnez e Rekstad (2001), sendo expressa pela Eq. 62. 𝜂̅ 𝑒𝑙𝑒 = |𝑊𝑒𝑙𝑒 | .100 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 . 𝐴𝑃𝑉 Onde: 𝜂̅𝑒𝑙𝑒 : eficiência elétrica média horária do coletor solar “PVT”, (%); (62) 88 |𝑊𝑒𝑙𝑒 |: energia elétrica gerada pelo coletor solar “PVT” e consumida pela carga resistiva, (J); 𝐴𝑃𝑉 : área das células “PV”, (m2); O procedimento para determinação da eficiência global média horária do coletor solar PVT durante o período de teste consiste na obtenção da razão que relaciona a soma da energia útil, variação da energia e energia elétrica horárias gerada pelo painel com a energia solar horária incidente na cobertura de vidro do coletor PVT, sendo expressa pela Eq. 63. 𝜂̅𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 = 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙 + ∆𝑈𝑐𝑜𝑙 + |𝑊𝑒𝑙𝑒 | .100 𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑖𝑛𝑐 . 𝐴𝑐 (63) 89 RESULTADOS EXPERIMENTAIS Este capítulo descreve os testes realizados, com os cálculos dos resultados obtidos nos ensaios da parte elétrica fotovoltaica, levantamento da carga elétrica e térmica do coletor solar PVT. 4.1 Procedimentos para realização dos testes experimentais Os experimentos foram realizados no Laboratório de Engenharia Mecânica do Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais - CEFET-MG. O coletor foi protegido com placas de isopor, e toda água que se encontrava no reservatório foi retirada. Após a retirada da água, o coletor e o piranômetro permaneceram protegidos até que as temperaturas médias da placa atingissem um valor aproximado da temperatura ambiente, Figura 41. Figura 41 - Coletor solar PVT protegido Fonte: o autor 90 Inicialmente foram feitas medições da velocidade do vento, para as seis medições realizadas, a velocidade média do vento atingiu o valor de 0,85 m/s. A velocidade média do vento no local dos testes manteve-se na faixa de 0,8 m/s a 1,2 m/s durantes os dias de ensaios. A temperatura média da placa do coletor, encontrava-se a 28,3 °C e a temperatura média ambiente igual a 24,2 °C. 4.2 Teste I: Determinação das curvas características do coletor PVT O primeiro teste experimental consistiu da determinação das curvas características do coletor PVT visando levantar os parâmetros da parte elétrica do mesmo para diferentes situações. 4.3 Curvas características com o PVT próximo à NOCT (sem resfriamento) O primeiro conjunto de curvas características “I x V” foi para a situação sem circulação de água, ou seja, o coletor PVT funcionou apenas como um painel fotovoltaico convencional. O teste do coletor solar foi realizado no dia 16/03/2013 às 9 horas 55 min. A Tabela 18 apresenta os valores das temperaturas obtidos para 6 medições em intervalos de 10 segundos para o coletor funcionando nas condições descritas. Tabela 18 - Temperaturas da placa sem resfriamento TP1 61,8 61,9 62,0 62,2 62,4 62,5 TP2 60,6 60,8 60,9 61,0 61,2 61,3 TP3 67,4 67,5 67,7 67,9 68,0 68,2 TP4 65,7 65,9 66,1 66,3 66,5 66,6 TP5 65,5 65,7 65,8 66,0 66,2 66,4 Ta 27,0 27,0 27,0 27,1 27,3 27,4 De acordo com os dados da Tabela 18, a temperatura média da placa foi de 64,6 °C, valor bem elevado acima da faixa prevista e a temperatura média ambiente igual a 27,1 °C. 91 Figura 42 – Variação das temperaturas na placa sem resfriamento Fonte: o autor De acordo com a Figura 43, as temperaturas TP1 e TP2 situadas na parte baixa da placa que deveriam situar-se numa mesma faixa não aconteceu. A temperatura TP3, atingiu os maiores valores em relação as demais. Tal fato se justifica devido à localização desse sensor de temperatura ser entre os espaços das células, ou seja, os valores obtidos são referentes à temperatura da placa. O coletor PVT foi tratado como um painel fotovoltaico convencional, em que foram analisadas a temperatura média das células fotovoltaicas e a potência elétrica gerada. Os valores dos parâmetros do PV são apresentados na Tabela 19 para as condições descritas. A Figura 44 mostra a curva I x V do painel sem circulação de água. 92 Figura 43 – Curva característica I x V sem circulação de água no coletor Fonte: o autor Tabela 19 - Parâmetros do coletor sem resfriamento G [W/m²] 820 VOC [V] ISC [A] 17,63 1,88 PM [W] VPM [V] IPM [A] η [%] FF 22,09 13,50 1,64 4,0 0,67 De acordo com os dados da Tabela 19 houve uma queda significativa na potência gerada pelo coletor, devido às altas temperaturas da placa (células) mostradas na Tabela 18. A película de filme EVA começou a se dissolver com um tempo aproximado de 20 minutos, por esse motivo não foi possível realizar ensaios com maior duração com coletor PVT sem resfriamento. 4.4 Teste II - Curvas características do “PVT” funcionando com água O segundo conjunto de curvas características “I x V” foi para a situação com circulação de água fria, ou seja, o coletor PVT resfriado funcionando simultaneamente como painel fotovoltaico e como coletor solar térmico. Imediatamente após o primeiro teste, o coletor solar PVT, foi novamente coberto e o reservatório foi abastecido com água à temperatura média igual a 23,7 °C. Foi levantado o 93 segundo conjunto de seis curvas características do coletor com água às 10 horas. Conforme a Tabela 20, a temperatura média da placa foi de 35,2 °C e a temperatura média ambiente igual a 27,63 °C. Tabela 20 - Temperaturas da placa com resfriamento TP1 29,7 29,7 29,7 29,8 29,8 29,8 TP2 30,5 30,5 30,6 30,6 30,7 30,7 TP3 37,5 37,6 37,6 37,6 37,6 37,7 TP4 36,7 36,7 36,8 36,8 36,9 36,9 TP5 41,2 41,2 41,3 41,3 41,3 41,4 Ta 27,8 27,6 27,5 27,5 27,7 27,7 De acordo com os dados da Tabela 20 observa-se uma tendência das temperaturas TP1 e TP2 se manterem com valores abaixo das demais devido à localização dos sensores na parte baixa da placa. Os valores mais altos registrados pelos os sensores foram os TP5, localizado próximo a saída de água quente para o reservatório. O comportamento das temperaturas é mostrado na Figura 45. Figura 44 – Temperaturas da placa com o resfriamento e G igual a 1201 W/m² 43 Temperaturas [°C] 41 TP4 39 TP5 37 35 33 31 29 TP3 27 25 1 2 3 4 5 6 Medições TP1 TP2 TP3 TP4 TP5 TP1 TP2 Fonte: o autor A Tabela 21 apresenta os parâmetros do painel PV para as condições descritas. Tabela 21 - Parâmetros do coletor com resfriamento G [W/m²] 1201 VOC [V] ISC [A] PM [W] 19,4 2,77 34,7 VPM [V] IPM[A] η[%] 14,6 2,36 6,7 FF 0,64 94 A Figura 46 mostra a curva I x V do painel com circulação de água para o resfriamento. Figura 45 - Curva característica I x V. G igual a 1201 W/m² Fonte: o autor De acordo com a curva característica mostrada na Figura 46, verifica-se um ganho na eficiência com o resfriamento das células. O terceiro conjunto de curvas características foi levantado às 10 horas e 52 minutos. De acordo com os dados da Tabela 22, onde a temperatura média da placa foi de 36,8 °C e a temperatura média ambiente igual a 28,6 °C. Tabela 22 - Temperaturas da placa com resfriamento TP1 30,81 30,84 30,85 30,83 30,84 30,82 TP2 31,86 31,88 31,89 31,87 31,88 31,86 TP3 39,45 39,64 39,79 39,91 39,99 40,13 TP4 38,46 38,59 38,69 38,81 38,92 39,01 TP5 42,40 42,54 42,67 42,80 42,93 43,04 Ta 28,49 28,60 28,55 28,65 28,81 28,89 95 A Tabela 23 apresenta os parâmetros do PV para as condições descritas e a Figura 47 mostra o comportamento das temperaturas na placa. Figura 46 – Temperaturas da placa com resfriamento e G igual a 1247 W/m² Fonte: o autor De acordo com dados mostrados na Figura 47, o comportamento das temperaturas na placa, mostra que houve alteração nas temperaturas TP1 e TP2 localizadas na parte baixa da placa. As demais temperaturas seguiram o padrão das medições anteriores. Tabela 23 - Parâmetros do coletor com circulação de água e G igual a 1247 W/m² G [W/m²] VOC [V] 1247 20,04 ISC [A] PM [W] 2,98 41,83 VPM [V] IPM [A] η [%] FF 15,21 2,75 7,46 0,70 96 Figura 47 - Curva característica I x V com resfriamento Fonte: o autor Os dados da curva característica mostrada na Figura 48 representam o melhor resultado obtido nos ensaios de acordo com a Tabela 23. 4.5 Determinação de (µ𝑰𝒔𝒄 ) e (µ𝑽𝒐𝒄 ) coeficientes de temperaturas Os coeficientes (µ𝐼𝑠𝑐 ) e (µ𝑉𝑜𝑐 ) foram calculados a partir dos dados obtidos da segunda e terceira curva característica do painel, de acordo com as equações de Duffie e Beckman (2013), a Tab. 24 apresenta os dados das curvas e a temperatura média das células. Tab. 24 - Dados das curvas características G [W/m²] 1045 1299 T [°C] 35,2 ± 0,16 36,8 ± 0,17 VMP [V] 15,77 15,21 IMP [A] 2,06 2,75 Os valores encontrados para os coeficientes de temperatura do PV foram (µ𝐼𝑠𝑐 ) igual a 0,0043 A/K e (µ𝑉𝑜𝑐 ) igual a - 0,0356 V/K. 97 4.6 Cálculo da resistência série (Rs) A resistência série do coletor PVT, foi determinada a partir das três curvas características traçadas em diferentes condições de acordo com a NBR – 12136, a Tabela 25 mostra os dados das curvas características. Tabela 25 - Dados das curvas características I x V G [W/m²] Ta [°C] VOC [V] ISC [A] VMP [V] IMP [A] 1150 28,5±0,12 19,831 3,10 15,11 2,61 980 28,2±0,12 18,291 2,50 15,89 1,85 820 29,1±0,13 17,761 1,85 16,99 1,25 A resistência série do painel foi determinada de acordo com os procedimentos descritos anteriormente segundo Buhler (2007). a) Cálculo de Rs1. ∆𝐼1 = 𝐼𝑠𝑐1 − 𝐼𝑃1 , de onde: ∆𝐼1 = 3,11 − 2,6. ∆𝐼1 = 0,51 𝐴 𝐼𝑃1 = 𝐼𝑠𝑐2 − ∆𝐼1, de onde: 𝐼𝑃1 = 2,50 − 0,51. 𝐼𝑃1 = 1,99 𝐴 ∆𝑉1 = 𝑉𝑃1 − 𝑉𝑄1, de onde: ∆𝑉1 = 15,89 − 15,11. ∆𝑉1 = 0,78 𝑉 𝑅𝑠1 = ∆𝑉1 ∆𝐼1 = ∆𝑉1 𝐼𝑠𝑐1 −𝐼𝑃 , de onde: 𝑅𝑠1 = 0,78 1,99 . 𝑅𝑠1 = 0,392 Ω. b) Cálculo de Rs2. ∆𝐼2 = 𝐼𝑠𝑐2 − 𝐼𝑄1 , de onde: ∆𝐼2 = 2,5 − 1,8. ∆𝐼2 = 0,70 𝐴 𝐼𝑄1 = 𝐼𝑠𝑐2 − ∆𝐼2 , de onde: 𝐼𝑄1 = 2,50 − 0,70. 𝐼𝑄 = 1,80 𝐴 ∆𝑉2 = 𝑉𝑃1 − 𝑉𝑄1, de onde: ∆𝑉2 = 16,99 − 15,89. ∆𝑉2 = 1,1 𝑉 𝑅𝑠2 = ∆𝑉2 ∆𝐼2 = ∆𝑉2 𝐼𝑠𝑐2 −𝐼𝑄 , de onde: 𝑅𝑠2 = 𝑅𝑠2 = 0,611 Ω. c) Cálculo de Rs3. 1,1 1,80 98 ∆𝐼3 = 𝐼𝑠𝑐3 − 𝐼𝑅1 , de onde: ∆𝐼3 = 1,85 − 1,2. ∆𝐼3 = 0,65 𝐴 𝐼𝑅1 = 𝐼𝑠𝑐3 − ∆𝐼3 , de onde: 𝐼𝑅1 = 1,85 − 0,65. 𝐼𝑄 = 1,20 𝐴 O valor do ∆𝑉3 foi determinado a partir da combinação dos valores de ∆𝑉1 𝑒 ∆𝑉2 , de acordo com Buhler (2007). O procedimento adotado para determinar ∆𝑉3 foi através de uma interpolação dos resultados das duas primeiras curvas. De onde: ∆𝑉3 = 1,02 𝑉 𝑅𝑠3 = ∆𝑉3 ∆𝐼3 = ∆𝑉2 𝐼𝑠𝑐3 −𝐼𝑅1 , de onde: 𝑅𝑠3 = 1,02 1,20 . 𝑅𝑠3 = 0,85 Ω. A resistência em série foi calculada como a média dos valores de “Rs” encontrados para as três curvas características. 𝑅𝑠 = 0,392 + 0,611 + 0,85 3 De onde o valor da resistência série (Rs) encontrado igual 0,62 Ω. Os parâmetros do painel fotovoltaico (PV) são apresentados na tabela 26. Tabela 26 - Parâmetros do PV µ𝐼𝑠𝑐 µ𝑉𝑜𝑐 𝑅𝑠 FF 4.7 0,0043 A/K -0,0356 V/K 0,62 Ω 0,70 Teste III – Levantamento da carga térmica e elétrica do PVT O teste foi realizado durante quatro dias contínuos, tendo início às 08h30min do dia 8/08/2013 e término às 08h30min horas do dia 12/08/2013. Todos os gráficos das variáveis 99 medidas e calculadas são apresentados em função de intervalos horários de uma hora. O primeiro período horário (Nº 1) corresponde ao período de 08h30min às 09h30min do primeiro dia de teste e o último período horário (Nº 96) corresponde ao período 7h30min às 8h30min do quarto dia de teste. Pare melhor compreensão, os períodos horários de teste para cada dia de teste são apresentados na Tabela 27 com os seus correspondentes períodos horários de relógio na primeira coluna. Tabela 27 – Períodos horários Períodos Horários de relógio 08:30 às 09:30 09:30 às 10:30 10:30 às 11:30 11:30 às 12:30 12:30 às 13:30 13:30 às 14:30 14:30 às 15:30 15:30 às 16:30 16:30 às 17:30 17:30 às 18:30 18:30 às 19:30 19:30 às 20:30 20:30 às 21:30 21:30 às 22:30 22:30 às 23:30 23:30 às 24:30 00:30 às 01:30 01:30 às 02:30 02:30 às 03:30 03:30 às 04:30 04:30 às 05:30 05:30 às 6:30 06:30 às 07:30 07:30 às 08:30 Períodos Horários dos Quatro Dias de Teste 1º dia de teste 2º dia de teste 3º dia de teste 4 º dia de teste 08/8 à 09/8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 09/08 a 10/08 10/08 a 11/08 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 55 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 11/08 à 12/08 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 Um padrão diário de consumo de água quente para banho foi adotado. Um volume de vinte e cinco litros de água quente foi retirado da parte superior do reservatório durante todos 100 os dias às 13h00, sendo que um volume igual de água fria foi adicionado, quase que simultaneamente, pela parte inferior do reservatório. Durante o período de teste os dias estiveram ensolarados, com ocorrência de nuvens apenas nos finais das tardes. O ar esteve praticamente estagnado sendo que a velocidade média do mesmo no local de teste manteve-se em torno de 0,85 m/s para todo o periodo de testes. As temperaturas ₸1, ₸2 e ₸3 representam, respectivamente as temperaturas médias da água nas camadas inferior, intermediaria e superior do reservatório, sendo que em cada camada foram medidas sete temperaturas em diferentes posições, conforme descrito no capítulo de “Materiais e Métodos”. A temperatura ₸p representa a temperatura média da placa do coletor medida pelos sensores de temperatura fixados na superfície inferior da placa do coletor, ₸e a temperatura da água na entrada do coletor, “₸a” a temperatura do ar ambiente, “G” a radiação solar global instantânea medida no plano do coletor e “I” a corrente elétrica que passa pelo circuito de carga sendo gerada pelo painel fotovoltaico. Os gráficos das variáveis medidas e calculadas são apresentados em função de intervalos de uma hora. O primeiro período (Nº 1) corresponde ao período 08h30min às 09h30min do primeiro dia de teste e o último período (Nº 96) corresponde ao período 7h30min às 8h30min do quarto dia de teste. O comportamento das temperaturas médias no reservatório térmico durante as 96 horas dos testes, referente aos quatro dias de ensaios é mostrado na Figura 49. 101 Figura 48 - Comportamento das temperaturas por camadas de água no reservatório Fonte: o autor. Analisando a Figura 48 observa-se o seguinte:  Os intervalos horários de teste onde houve retirada de água quente do reservatório com reposição simultânea de água fria foram 5º, 29º e 53º correspondente às 13h00 do primeiro, segundo e terceiro dia de teste. No quarto dia não houve retirada de água quente e nem reposição de água fria.  Para os três primeiros dias de teste se verificou o seguinte: o O comportamento das temperaturas médias da água nas três camadas do reservatório foi similar, registrando uma queda de temperatura nos níveis inferior e intermediário no período de injeção de água fria, que ocorreu às 13h00, com elevação da temperatura nessas camadas no intervalo consecutivo; o A três camadas da água do reservatório apresentaram valores máximos de temperatura no período horário que antecedeu a injeção de água fria; o No período horário de injeção de água fria se verificou uma queda acentuada da temperatura da água nas camadas inferior e intermediaria, sendo que a camada superior parece ter sido pouco afetada; 102 o Observa-se que a temperatura da água das camadas inferior e intermediaria do reservatório recuperaram cerca de duas a três horas após o período de injeção de água fria, devido à radiação solar que ainda estava alta, alcançando valores máximos no 7º período (i.e, 14h30min às 15h30min) para o primeiro dia, 32º período para o segundo dia e 55º período (i.e, 14h30min às 15h30min) para o terceiro dia; o Devido à injeção de água fria se verificou uma estratificação forçada nas camadas inferior e intermediária, sendo mais acentuada na camada inferior; o Observou-se uma grande estratificação natural na camada inferior nos períodos de baixa radiação solar e noturno (i.e, de 16h30min às 8h30min). Isso mostra a existência nesses períodos sem radiação solar de uma estratificação dividida em duas camadas, sendo uma abrangendo as camadas intermediaria e inferior e outra da camada inferior.  Para o quarto dia de teste se verificou o seguinte: o A distribuição temporal da água foi diferente daquela verificada nos três primeiros dias, de teste não ocorrendo queda de temperatura durante o período de radiação solar abundante (i.e, de 8h30min às 16h30min); o Como não houve retirada de água quente e, consequentemente não houve injeção de água fria neste dia de teste, as temperaturas máximas da água nas três camadas ocorreram no final da tarde, ou seja, no 80º período (i.e., 15h30min às 16h30min), período este que a radiação solar começou a decair; o Observou-se pouca estratificação natural da água dentro do reservatório no período diurno (i.e, de 8h30min às 16h30min) onde existiu radiação solar abundante. A explicação pode ser devido ao pequeno volume do reservatório que possibilitou uma mistura rápida da água contida no mesmo quando da entrada da água quente proveniente do coletor solar no período de radiação solar abundante. o Observou-se uma grande estratificação na camada inferior nos períodos de baixa radiação solar e noturno (i.e, de 16h30min às 8h30min). Isso mostra a existência nesses períodos sem radiação solar de uma 103 estratificação dividida em duas camadas, sendo uma abrangendo as camadas intermediária e inferior e outra da camada inferior. 4.8 Calor retirado do reservatório A energia retirada do reservatório no intervalo de 12h30min às 13h30min é devido ao consumo de 20 litros de água quente. Como a diferença de densidade da água nas temperaturas de 50°C e 20°C é inferior a 1%, optou-se por injetar um volume da água fria igual a 25 litros, devido às dificuldades práticas de se medir um volume de água quente igual a 25 litros. Os valores medidos das temperaturas da água quente retirada na saída do reservatório e da água fria de reposição na entrada do reservatório são mostrados na Tabela 27. Tabela 28 - Calor retirado do reservatório 4.9 𝑇̅𝑓,𝑎,𝑓𝑟𝑖𝑎 [°C] Dias 𝑇̅𝑓,𝑎,𝑞𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 [°C] 08/ago. 51,6 25,7 25,9 2710,4 09/ago. 51,0 25,0 26,0 2720,9 10/ago. 52,3 25,8 26,5 2773,2 ΔT [°C] 𝑄𝑟𝑒𝑡,𝑟𝑒𝑠. [kJ] Energia armazenada no reservatório (∆U) Para determinar a energia armazenada no reservatório, considerou igual a temperatura média de todos os componentes do reservatório. Os calores específicos dos materiais do reservatório foram obtidos de Incropera et al (2008). Para encontrar o calor especifico dos sensores de temperaturas, foi necessário calcular um valor médio do calor específico do cobre e o calor específico do constantan (55% Cu, 45% Ni), devido à composição dos materiais. Segundo Incropera et al (2008), o calor específico do cobre é de 385 [J/Kg∙K] e do constantan igual a 384 [J/Kg∙K], o calor específico médio dos sensores de temperaturas é a média proporcional dos materiais. O isopor é o nome popular comum do poliestireno expandido (EPS) utilizado como isolante térmico. A massa do volume de água do reservatório foi considerada igual a 1 kg para cada litro devido as variações de temperaturas. Os dados dos materiais e seus calores específicos são mostrados na Tabela. 28. 104 Tabela 29 - Materiais do reservatório Materiais Massa [kg] CP [J/kg. K] Água 60,8 4186,0 Aço inox 3,4 480,0 Sensores 0,010 384,8 Suportes 0,073 1380,0 Isopor (EPS) 0,154 1210,0 Os valores dos resultados obtidos referentes a energia armazenada no reservatório são mostrados na Tabela 29. Tabela 30 - Variação da energia no reservatório Dias Horas 08h30 - 09h30 09h30 - 10h30 10h30 - 11h30 11h30 - 12h30 12h30 - 13h30 13h30 - 14h30 14h30 - 15h30 15h30 - 16h30 16h30 - 17h30 17h30 - 18h30 18h30 - 19h30 19h30 - 20h30 20h30 - 21h30 21h30 - 22h30 22h30 - 23h30 23h30 - 00h30 00h30 - 01h30 01h30 - 02h30 02h30 - 03h30 03h30 - 04h30 04h30 - 05h30 05h30 - 06h30 06h30 - 07h30 07h30 - 08h30 08/ago. 09/ago. 10/ago. 11/ago. ΔUR [kJ] ΔUR [kJ] ΔUR [kJ] ΔUR [kJ] 128,2 282,1 307,7 410,3 641,1 769,3 794,9 897,5 871,9 948,8 948,8 1077,0 871,9 1025,7 974,4 1000,1 -1436,0 -2179,7 -2256,6 641,1 820,6 846,2 718,0 410,3 128,2 589,8 256,4 384,6 -128,2 25,6 -179,5 -51,3 -128,2 -179,5 -102,6 -153,9 -153,9 -128,2 -102,6 -179,5 -153,9 -153,9 -128,2 -179,5 -179,5 -153,9 -128,2 -179,5 -179,5 -128,2 -128,2 -153,9 -153,9 -153,9 -128,2 -153,9 -153,9 -153,9 -153,9 -179,5 -153,9 -128,2 -128,2 -153,9 -153,9 -153,9 -153,9 -153,9 -179,5 -128,2 -128,2 -153,9 -153,9 -153,9 -128,2 -153,9 -128,2 -128,2 -128,2 -153,9 -153,9 -128,2 -128,2 -153,9 -128,2 -128,2 -128,2 -153,9 -128,2 -128,2 -128,2 -153,9 -102,6 -102,6 -76,9 -128,2 105 4.10 Coeficiente de perdas térmicas no reservatório ( 𝑼𝑨,𝒓𝒆𝒔 ) O coeficiente de perdas térmicas no reservatório foi determinado a partir da variação da energia no reservatório no intervalo de hora em que a temperatura média começa a decrescer, ou seja, final da tarde de 15h30min até as 08h30mim da manhã do dia seguinte de acordo com a Tabela 29. O período horário considerado foi de dezessete horas para cada dia de ensaios. Os resultados encontrados referentes ao coeficiente de perdas térmicas por hora no reservatório e o coeficiente médio dia são apresentados na Tabela 30. Tabela 31 - Coeficiente de perdas térmicas Dias Horas 15h30 - 16h30 16h30 - 17h30 17h30 - 18h30 18h30 - 19h30 19h30 - 20h30 20h30 - 21h30 21h30 - 22h30 22h30 - 23h30 23h30 - 00h30 00h30 - 01h30 01h30 - 02h30 02h30 - 03h30 03h30 - 04h30 04h30 - 05h30 05h30 - 06h30 06h30 - 07h30 07h30 - 08h30 Média/dia 08/ago. 09/ago. 10/ago. 11/ago. UA,res [kJ] UA,res [kJ] UA,res [kJ] UA,res [kJ] 5,7 1,3 9,8 1,9 5,6 5,8 5,6 5,6 6,2 5,4 5,3 6,1 6,0 6,3 5,4 4,8 6,5 6,1 6,4 6,6 5,9 6,0 4,3 5,0 5,9 4,9 6,2 5,0 5,8 5,7 5,1 5,9 5,6 5,8 5,0 5,2 5,5 4,9 6,0 5,1 5,6 4,9 5,1 5,2 4,8 5,9 5,0 5,4 4,8 5,0 6,1 5,5 5,8 5,1 4,2 4,7 4,9 5,2 5,1 6,5 5,3 5,5 5,2 5,7 5,0 5,1 4,5 5,1 5,6 5,2 5,5 5,3 A partir dos resultados mostrados na Tabela 30, foi determinado o coeficiente médio de ̅𝐴,𝑟𝑒𝑠. ” igual a 5,4 KJ/°C, que corresponde a 1,5 W/°C. perdas térmicas no reservatório “𝑈 106 4.11 Calor perdido no reservatório O calor perdido no reservatório foi determinado para cada dia de ensaio em que considerou-se a temperatura média do reservatório e a temperatura média ambiente e os respectivos coeficientes de perdas “𝑈𝐴,𝑟𝑒𝑠 [KJ“. Os resultados são mostrados na Tabela 31. Tabela 32 - Calor perdido no reservatório Dias Tempo [horas] 08h30 – 09h30 09h30 – 10h30 10h30 – 11h30 11h30 – 12h30 12h30 – 13h30 13h30 – 14h30 14h30 – 15h30 15h30 – 16h30 16h30 – 17h30 17h30 – 18h30 18h30 – 19h30 19h30 – 20h30 20h30 – 21h30 21h30 – 22h30 22h30 – 23h30 23h30 – 00h30 00h30 – 01h30 01h30 – 02h30 02h30 – 03h30 03h30 – 04h30 04h30 – 05h30 05h30 – 06h30 06h30 – 07h30 07h30 – 08h30 08/ago. 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑑,𝑟𝑒𝑠. [𝑘𝐽] 09/ago. 10/ago. 11/ago. 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑑,𝑟𝑒𝑠. [𝑘𝐽] 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑑,𝑟𝑒𝑠. [𝑘𝐽] 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑑,𝑟𝑒𝑠. [𝑘𝐽] 102,1 97,3 106,9 119,2 109,7 103,5 121,1 126,2 129,0 139,3 143,8 153,9 146,3 144,9 148,3 153,9 155,3 153,9 148,3 148,5 148,8 145,7 135,1 114,1 97,1 96,2 107,1 121,4 112,2 90,4 100,4 112,2 123,9 133,4 137,1 141,0 142,9 146,6 149,9 149,1 146,6 147,4 146,0 144,1 139,6 137,9 130,6 112,5 104,6 93,2 115,0 134,8 111,3 82,2 97,3 102,7 102,9 109,1 133,4 134,0 132,9 138,5 140,4 142,4 142,7 140,7 143,5 141,3 138,5 139,6 137,3 128,4 76,6 80,8 94,5 107,7 126,2 134,3 136,8 147,7 152,7 164,8 178,2 174,3 170,6 171,2 169,8 165,0 167,8 165,6 160,0 157,2 151,1 153,9 151,6 140,7 4.12 Calor útil gerado pelo coletor PVT A partir do balanço de energia no reservatório foi determinado o calor útil gerado pelo coletor PVT. O calor útil do coletor é a soma da energia armazenada, o calor retirado e o calor 107 perdido no reservatório no período de 96 horas de ensaios. Os resultados obtidos para horas/dias consecutivos são mostrados na Tabela 32. Tabela 33 - Calor útil do coletor Dias Tempo [horas] 08h30 – 09h30 09h30 – 10h30 10h30 – 11h30 11h30 – 12h30 12h30 – 13h30 13h30 – 14h30 14h30 – 15h30 15h30 – 16h30 16h30 – 17h30 17h30 – 18h30 18h30 – 19h30 19h30 – 20h30 20h30 – 21h30 21h30 – 22h30 22h30 – 23h30 23h30 – 00h30 00h30 – 01h30 01h30 – 02h30 02h30 – 03h30 03h30 – 04h30 04h30 – 05h30 05h30 – 06h30 06h30 – 07h30 07h30 – 08h30 08/ago. 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙. [𝑘𝐽] 09/ago. 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙. [𝑘𝐽] 10/ago. 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙. [𝑘𝐽] 11/ago. 𝑄𝑢,𝑐𝑜𝑙. [𝑘𝐽] 230,3 379,1 412,3 486,9 738,4 865,5 888,1 978,4 978,7 1055,9 1063,8 1171,6 991,0 1147,1 1109,3 1107,8 1384,1 653,4 628,0 767,2 924,1 936,6 800,2 544,6 249,3 690,2 353,8 521,4 -2,1 137,8 -76,8 96,4 0,7 -55,6 0,4 -1,1 -14,6 5,2 6,5 -14,7 -10,1 -16,8 5,2 -1,3 -25,7 -12,9 5,8 -5,2 -33,2 14,7 4,7 16,8 -9,0 -7,3 10,3 17,3 -5,6 -3,9 -13,4 -9,7 0,0 20,9 14,2 11,2 1,4 -7,3 -11,2 14,0 -25,7 19,2 12,5 11,7 -5,6 -7,8 15,3 6,1 20,3 15,8 13,0 3,3 -5,0 11,4 10,3 -2,8 17,5 9,7 11,4 0,0 6,9 2,4 9,1 -2,2 11,6 9,9 51,5 12,5 Os dados mostrados na Tabela 32 representam a soma da variação da energia no reservatório, energia retirada para o consumo e a calor perdido. Os resultados do balanço de energia no reservatório são mostrados na Figura 49. 108 Figura 49 – Balanço de energia no reservatório Fonte: o autor. De acordo com os dados mostrados na Figura 49, observa-se que:  Nos dias em que foram feitas retiradas de água do reservatório houve um ganho significativo do calor útil do coletor (pontos em destaque no gráfico).  O mesmo pode ser observado em relação a variação da energia, nos respectivos dias, ela decresce de forma bem acentuada devido ao desacumulo de energia no reservatório.  O calor perdido no reservatório manteve um comportamento semelhante nos dias em que houve a retirada de água no reservatório, entretanto, no último dia de ensaios houve um aumento, pode ter ocorrido devido as variações da temperatura ambiente que no dia 11/8 foram as mais altas registradas de acordo com a Figura 50. 109 Figura 50 – Temperaturas médias Fonte: o autor. Conforme a Figura 50, referente ao comportamento das temperaturas médias registradas observa-se que:  Nos dias em foram feitas retiradas de água do reservatório as temperaturas médias da água das três camadas mantiveram um comportamento similar, entretanto, no último dia de ensaios atingiram os valores mais elevados do periodo.  A temperatura média da placa e a temperatura ambiente também seguiram aproximadamente o mesmo padrão, no dia 11/8 atingiram os maiores valores registados. As temperaturas médias das células do PVT foram consideradas iguais às da placa de absorção de acordo com Agarwal e Garg (1994), que validou a hipótese. Os resultados referentes ao comportamento das temperaturas médias da placa de absorção para os dias de ensaios são mostrados na Tabela 33. 110 Tabela 34 – Temperatura média da placa Dias Tempo [horas] 08:30 - 09:30 09:30 - 10:30 10:30 - 11:30 11:30 - 12:30 12:30 - 13:30 13:30 - 14:30 14:30 - 15:30 15:30 - 16:30 16:30 - 17:30 17:30 - 18:30 18:30 - 19:30 19:30 - 20:30 20:30 - 21:30 21:30 - 22:30 22:30 - 23:30 23:30 - 00:30 00:30 - 01:30 01:30 - 02:30 02:30 - 03:30 03:30 - 04:30 04:30 - 05:30 05:30 - 06:30 06:30 - 07:30 07:30 - 08:30 08/ago. ₸p 38,9 43,7 45,5 46,4 34,6 42,6 43,7 37,6 26,2 19,8 17,4 15,5 15,4 15,0 14,1 12,8 12,0 11,7 11,8 11,3 11,2 11,4 16,2 24,1 09/ago. ₸p 39,8 44,4 47,1 46,3 31,5 39,9 44,8 40,4 27,9 21,6 18,9 17,4 16,9 15,4 14,4 14,2 14,0 13,3 13,2 13,0 13,4 13,0 15,1 25,1 10/ago. ₸p 41,1 44,2 45,7 49,9 35,1 39,0 39,2 33,7 28,0 20,3 17,5 17,3 15,5 14,1 13,3 12,0 12,7 11,9 11,6 11,4 11,0 10,8 12,6 23,1 11/ago. ₸p 35,8 42,5 45,6 48,6 49,7 50,5 53,1 49,4 37,1 27,1 21,9 20,9 20,9 20,4 20,0 19,8 19,8 19,0 18,8 18,7 18,6 17,6 17,8 22,3 Os dados da Tabela 39 mostram que as temperaturas da placa passam por altas variações entre o período diurno e o noturno, atingiram valores maiores no dia 11/08, último dia de ensaios. A temperatura média da placa dos quatro dias de ensaios foi de 25,7 °C. O comportamento das temperaturas médias da placa referente aos quatro dias de ensaios é mostrado na Figura 51. 111 Figura 51 – Comportamento das temperaturas da placa Fonte: o autor. De acordo com os resultados mostrados na Figura 51, as médias das temperaturas “₸p1” e “₸p2”, medidas na parte inferior baixa da placa tiveram comportamento semelhante, registraram os menores valores, devido à localização dos sensores próximos a entrada de água fria para o coletor. As médias das temperaturas “₸p3” e “₸p4” registraram valores bem aproximados e maiores que “₸p1” e “₸p2”. As médias das temperaturas “₸p5” foram as mais altas registradas tal fato se deve a localização do sensor próximo a saída de água quente para o reservatório. No intervalo da retirada de água quente e reposição com água fria ocorreu uma queda proporcional nas temperaturas médias da placa de absorção, sendo que a queda mais acentuada ocorreu nas temperaturas “₸p1” e “₸p2”. ̅̅̅̅)” 4.13 Produto transmissividade-absorvidade “(𝝉𝜶 O produto transmissidade-absorvidade foi determinado para cada hora angular (ω) referente ao periodo compreendido entre as 6h30min as 17h30min, periodo em que ocorreram as melhores taxas de radiação para cada dia de ensaio. O dia do ano de acordo com Duffie e Beckman (2103) foi determinado por: n = 212 + i; onde “i” representa o dia do ano. Os 112 resultados para os quatro dias de ensaios (8/8, 9/8, 10/8 e 11/8) e o produto (𝜏𝛼 ̅̅̅) é apresentado na Tabela 34. ̅̅̅̅)” Tabela 35 - Produto transmissividade-absorvidade “(𝝉𝜶 Horas 07h00 08h00 09h00 10h00 11h00 12h00 13h00 14h00 15h00 16h00 17h00 Hora (ω) -75 -60 -45 -30 -15 0 15 30 45 60 75 n = 220 0,6891 0,7041 0,7120 0,7426 0,7538 0,7582 0,7538 0,7426 0,7120 0,7041 0,6891 n = 221 0,6893 0,7043 0,6893 0,7043 0,7540 0,7584 0,7540 0,7428 0,7125 0,7043 0,6893 n = 222 0,6895 0,7045 0,7129 0,7430 0,7542 0,7587 0,7542 0,7430 0,7129 0,7045 0,6895 n = 223 0,6896 0,7046 0,7134 0,7432 0,7544 0,7589 0,7544 0,7432 0,7134 0,7046 0,6896 4.14 Radiação solar A radiação solar durante os dias de ensaios foi regular, dias claros com ocorrência de poucas nuvens nos finais dos dias. A radiação solar medida pelo piranômetro e a radiação solar incidente no plano do coletor é mostrada na Figura 52. 113 Figura 52 – Radiação solar Fonte: o autor. 4.15 Balanço de energia no coletor 4.15.1 Energia armazenada no coletor A energia armazenada no coletor foi determinada de forma análoga à variação da energia armazenada no reservatório. Considerou que a massa de todos os materiais que constituem o coletor se encontrava à mesma temperatura. A massa de água no coletor foi considerada igual ao volume de água. A massa e o calor especifico dos materiais é mostrada na Tabela 35. Tabela 36 – Materiais do coletor Material Aço inox Água Células Lã de vidro Vidro Massa [kg] Cp [J/kg.K] 11,0 480 1,6 4186 0,3 745 0,5 835 7,5 750 A energia armazenada no coletor foi determinada para os quatro dias de ensaios, período de 96 horas. 114 Os resultados referentes a energia armazenada no coletor são mostrados na Tabela 36. Tabela 37 -Energia armazenada no coletor Dias Tempo [horas] 08:30 - 09:30 09:30 - 10:30 10:30 - 11:30 11:30 - 12:30 12:30 - 13:30 13:30 - 14:30 14:30 - 15:30 15:30 - 16:30 16:30 - 17:30 17:30 - 18:30 18:30 - 19:30 19:30 - 20:30 20:30 - 21:30 21:30 - 22:30 22:30 - 23:30 23:30 - 00:30 00:30 - 01:30 01:30 - 02:30 02:30 - 03:30 03:30 - 04:30 04:30 - 05:30 05:30 - 06:30 06:30 - 07:30 07:30 - 08:30 08/ago. 09/ago. 𝐸𝑎𝑟𝑚,𝑐𝑜𝑙 [𝑘𝐽] 𝐸𝑎𝑟𝑚,𝑐𝑜𝑙 [𝑘𝐽] 153,3 182,1 57,5 56,3 15,6 31,1 16,8 -3,6 -141,3 -177,3 95,8 76,7 13,2 -6,0 -73,1 -51,5 -136,5 -144,9 -76,7 -75,5 -28,7 -32,3 -22,8 -18,0 -1,2 -6,0 -4,8 -18,0 -10,8 -12,0 -15,6 -2,4 -9,6 -2,4 -3,6 -8,4 1,2 -1,2 -6,0 -2,4 -1,2 4,8 2,4 -4,8 57,5 25,2 94,6 119,8 10/ago. 11/ago. 𝐸𝑎𝑟𝑚,𝑐𝑜𝑙 [𝑘𝐽] 𝐸𝑎𝑟𝑚,𝑐𝑜𝑙 [𝑘𝐽] 184,5 195,2 38,3 40,7 16,8 41,9 25,2 44,3 -141,3 4,8 12,0 -33,5 26,4 43,1 -68,3 -134,1 -74,3 -122,2 -91,0 -89,8 -31,1 -31,1 -3,6 -2,4 -21,6 -1,2 -15,6 -7,2 -9,6 -3,6 -7,2 1,2 -4,8 -4,8 -4,8 -10,8 -3,6 2,4 -2,4 -1,2 -4,8 -7,2 -2,4 -12,0 22,8 24,0 124,6 147,3 4.15.2 Trabalho elétrico realizado pelo painel PVT O trabalho elétrico realizado pelo painel PVT foi determinado através da soma da energia elétrica gerada nos intervalos de medições de dois minutos, por hora, referente ao periodo de ensaios para cada dia. Os resultados obtidos são mostrados na Tabela 37. 115 Tabela 38 - Trabalho elétrico realizado Tempo [horas] 08:30 - 09:30 09:30 - 10:30 10:30 - 11:30 11:30 - 12:30 12:30 - 13:30 13:30 - 14:30 14:30 - 15:30 15:30 - 16:30 16:30 - 17:30 17:30 - 18:30 18:30 - 19:30 19:30 - 20:30 20:30 - 21:30 21:30 - 22:30 22:30 - 23:30 23:30 - 00:30 00:30 - 01:30 01:30 - 02:30 02:30 - 03:30 03:30 - 04:30 04:30 - 05:30 05:30 - 06:30 06:30 - 07:30 07:30 - 08:30 𝑊𝐸𝑙𝑒 [𝑘𝐽] 𝑊𝐸𝑙𝑒 [𝑘𝐽] 𝑊𝐸𝑙𝑒 [𝑘𝐽] 𝑊𝐸𝑙𝑒 [𝑘𝐽] 74,2 69,9 65,3 68,5 104,0 99,2 101,1 107,1 121,7 114,3 111,8 119,2 121,7 117,4 111,2 119,2 126,1 106,5 102,5 120,6 111,2 92,5 87,8 99,0 97,2 72,6 72,4 93,4 14,5 16,1 3,2 21,3 1,0 0,4 0,5 0,99 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,4 0,1 0,1 1,1 9,0 1,6 1,7 3,0 De acordo com os resultados mostrados na Tabela 37 o coletor solar PVT apresentou o melhor desempenho elétrico médio no dia 8/8/13 e no dia 11/8/13. A partir dos resultados do trabalho elétrico realizado mostrados na Figura 53, verificase o melhor e o pior desempenho elétrico do coletor. 4.15.3 Calor perdido no coletor PVT O calor perdido no coletor para os intervalos de horas referente aos quatro dias de ensaios foi determinado a partir do balanço de energia no coletor solar PVT. Os resultados do balanço de energia no coletor são mostrados na Figura 53. 116 Figura 53 – Balanço de energia no coletor PVT Fonte: o autor De acordo com a Figura 53, o calor perdido no coletor atingiu os valores mais elevados no período da manhã sendo que, nos intervalos onde ocorreram a retirada de água do reservatório, foram registrados os valores mais elevados. No mesmo intervalo ocorre perdas acentuadas da energia armazenada no coletor. O calor útil gerado atingiu os melhores resultados nos dias 09/8 e 10/8 enquanto que o trabalho elétrico apresenta os melhores resultados nos dias 08/8 e 11/8. 4.16 Eficiência térmica, elétrica e global do coletor PVT A eficiência térmica, elétrica e global do coletor solar PVT foi determinada para cada dia de ensaios. A eficiência térmica, elétrica e global do coletor para os quatro dias consecutivos de ensaios é apresentada na Figura 54. 117 Figura 54 - Eficiência térmica, elétrica e global do PVT Fonte: o autor A eficiência térmica do coletor manteve um comportamento regular de acordo com a radiação solar incidente no coletor. No intervalo em que houve retirada de água quente do reservatório com injeção de água fria, houve um decréscimo na eficiência, que pode ter sido provocado pela perda da energia no coletor. No dia 11/08 em que não houve retirada de água, ocorreu uma perda da eficiência no periodo da tarde bem mais acentuada que nos dias anteriores, porém no intervalo de hora inicial atingiu o maior valor registrado. O comportamento da eficiência elétrica manteve um padrão aproximadamente uniforme com uma tendência crescente. A eficiência global do coletor PVT foi determinada através da soma das energias, ou seja, a energia térmica gerada e o trabalho elétrico realizado. 4.17 Resultados obtidos Os resultados obtidos dos ensaios do coletor solar PVT considerou para os quatro dias consecutivos todas as variações de energia referente as 96 horas. A energia térmica, energia 118 elétrica, energia global gerada e as eficiências é mostrada na Tabela 38, resultados convertidos em watts. Tabela 39 – Resultados obtidos por dia Dias 08/ago. 09/ago. 10/ago. 11/ago. Média/dia Térmica [W] 1499,8 1573,5 1551,5 1557,9 1545,7 Elétrica [W] 217,8 191,8 185,6 206,9 200,5 Global Ac.I.SOLAR ηTérmica ηElétrica ηGlobal [W] [W] [%] [%] [%] 1717,6 4831,8 31,0 7,1 35,5 1765,3 4445,3 35,4 6,8 39,7 2028,1 4574,5 33,9 6,4 44,3 1764,8 4865,8 32,0 6,7 36,3 1819,0 4679,4 33,1 6,8 39,0 119 CONCLUSÃO 5.1 Energia elétrica e térmica gerada 5.1.1 Eficiência elétrica De acordo com os dados mostrados na Tabela 39 os melhores resultados obtidos foram nos dias 08/8 e 11/8, dias em que foram registrados os mais baixos índices da eficiência térmica. O mesmo fenômeno ocorreu de maneira inversa com os dias 9/8 e 10/8, ou seja, a eficiência térmica obteve melhores resultados. A média dia da energia elétrica gerada pelo coletor PVT foi de 200,5 W e eficiência média de 6,8 % referente às 96 horas de ensaios do coletor PVT. Os painéis fotovoltaicos disponíveis no mercado com características semelhantes às do PV utilizado neste trabalho, são nomeados com a potência nominal de 50 W. Para uma análise comparativa foi escolhido o painel fotovoltaico de 50 W do fabricante Komaes certificado pelo INMETRO com “B”, cujos parâmetros foram publicados pela empresa “Minha Casa Solar”. Os dados comparativos dos painéis são mostrados na Tabela 39. Tabela 40 - Parâmetros dos painéis Painel PV Radiação solar 4 horas 5 horas 6 horas Komaes Watts 120 150 180 PVT Watts 131,5 162,4 189,3 Segundo o fornecedor todos os parâmetros dos painéis Komaes são testados nas condições de teste padrão (STC): radiação solar 1000 W/m², distribuição espectral AM 1,5 e temperatura das células 25 ºC. Os parâmetros do coletor PVT mostrados na Tabela 39 são referentes ao dia 08/8, dia em que a radiação solar mais se aproximou das condições de teste padrão. De acordo com os dados mostrados na Tabela 39, para o período de 5 horas de radiação solar a energia gerada pelo coletor PVT foi superior a energia do PV Komaes em 8,3%. A temperatura média das células (placa) foi de 43,5 °C no periodo diurno, as retiradas de água contribuíram para manter as temperaturas das células abaixo da NOCT (Temperatura Normal de Operação da Célula) igual a 45 °C. Conclui-se que o rendimento elétrico do coletor 120 solar PVT, foi satisfatório para os dias consecutivos de ensaios em que a eficiência elétrica média foi de 4,3 %, padrão que se manteve nas horas com maiores índices de radiação, fato que pode ser atribuído ao resfriamento das células fotovoltaicas. A eficiência elétrica do PVT com o resfriamento das células obteve um ganho médio de 0,4%, comparada aos resultados da eficiência sem o resfriamento que foi de 3,8%. 5.1.2 Eficiência térmica A energia térmica gerada pelo coletor, de acordo com Tabela 38 apresentou uma média dia de 1545,7 W e eficiência média de 33,0 % referente aos quatro dias de ensaios do coletor. Os melhores resultados da eficiência térmica do coletor PVT ocorreram nos dias 09 e 10/8 e os piores resultados foram registrados nos dias 08 e 11/8. Os coletores térmicos disponíveis no mercado em sua grande maioria são fabricados com área de aproximadamente 2 m². A empresa Soletrol lançou no mercado um coletor denominado Max Mini com área de absorção de 1,03 m², com opções para a placa em cobre, alumínio, inox e classificação do INMTERO “C”. Este coletor por apresentar características das dimensões e materiais semelhantes ao coletor solar PVT foi escolhido para uma análise comparativa dos rendimentos. Os parâmetros dos coletores são mostrados na Tabela 40. Tabela 41 – Parâmetros dos coletores Parâmetros Área col. [m²] ηT [%] Energia Mensal [kW] Max Mini 1,03 51,6 71,1 PVT 0,72 33,1 46,4 De acordo com os dados mostrados na Tabela 40, à área de abertura do coletor Max Mini é aproximadamente 30% maior que à área do PVT que lhe proporciona uma eficiência de 18,5 % a mais. A energia térmica mensal do coletor Max Mini foi 32,7 % superior ao coletor PVT, entretanto, se as áreas dos coletores fossem iguais a energia mensal do coletor Max Min seria de 49,7 KW e a eficiência de 36,1 %. Conforme a análise térmica pode ser que as vantagens apresentadas pelo coletor solar Max Min se devem aos materiais utilizados e a geometria da construção. 121 5.2 Energia global A energia global do coletor solar PVT representa a soma das energias, térmica e elétrica gerada. A energia média dia global gerada foi de 1819,0 W e a eficiência global igual a 39 % de acordo com os dados da Tabela 38. Os melhores resultados acompanharam a energia térmica gerada obtidos nos dias 09 e 10/8. Os resultados obtidos durante os quatro dias de ensaios do coletor solar PVT, mostraram que o mesmo é viável para aplicações em residências, principalmente nas regiões não atendidas pelas redes elétricas ou mesmo como um sistema auxiliar para aquecimento de água e gerar eletricidade para uso residencial e comercial. 5.3 Análise da viabilidade técnica do coletor solar PVT A construção do coletor solar PVT é de baixa complexidade, pode ser adaptada ao coletor solar térmico de placa plana tradicional, para isso basta manter a superfície superior da placa absorvedora lisa para a montagem do painel fotovoltaico (PV). A mão de obra necessária para a construção do PV pode ser preparada pelo fabricante, pois a mesma exige um pouco de conhecimento de eletricidade básica e experiência mínima com solda de componentes eletrônicos. Os custos com o material utilizado na construção do protótipo são apresentados na Tabela 41. 122 Tabela 42 - Custo dos materiais Material Coletor solar Kit de células Filme EVA Pasta térmica Vidro para cobertura Fita isolante Lã de vidro Tubos e conexões Reservatório térmico Plataforma suporte Mão de obra Total R$ Valor 130,00 220,00 60,00 35,00 27,00 8,00 25,00 45,00 200,00 192,00 100,00 1042,00 O custo com a mão de obra para a montagem do painel fotovoltaico foi estimado de acordo com o preço cobrado por montadores autônomos de painéis (PV). O valor do reservatório térmico foi estimado de acordo com os preços praticados no mercado local. 5.4 Análise econômica do coletor solar PVT Uma análise econômica simples do coletor foi realizada para determinar o tempo estimado de retorno do investimento, onde não foram consideradas as taxas de juros praticadas no mercado e flutuações cambiais. A energia gerada pelo coletor é mostrada na Tabela 42. Tabela 43 - Energia global média gerada Energias [kW] Energia térmica Energia elétrica Energia global Dia 1,6 0,2 1,8 Mês 46,4 6,0 54,6 Tarifa R$ 0,396 0,396 0,396 Total mês R$ Total ano R$ 18,37 227,49 2,38 28,56 21,62 259,45 O valor da tarifa cobrado por kWh na conta de energia de referência mostrado na Tabela 42 está sem as taxas do ICMS, PASEP e COFINS cobradas atualmente. O tempo de retorno do investimento, nas condições descritas acima, seria de 48,7 meses, ou seja, tempo aproximado de 4 anos. 123 5.4.1 Comentários finais Uma análise isolada dos painéis (fotovoltaico e térmico) separadamente foi realizada com os custos dos materiais da Tabela 41. O custo do coletor solar térmico com o reservatório foi de R$ 527,00 e o custo do painel fotovoltaico com a mão de obra da montagem foi de R$ 450,00. Os resultados com os valores da Tabela 42 para o retorno do investimento seriam: o coletor térmico daria o retorno em aproximadamente 2,3 anos e o painel fotovoltaico em torno de 15,8 anos. A partir dos resultados apresentados é possível constatar que o coletor solar hibrido além de aproveitar melhor à área reduz de forma significativa o tempo de retorno do investimento inicial. Trabalhos futuros para uma análise mais detalhada seria a construção do coletor solar PVT, com as dimensões padrão do mercado e montagem do sistema com reservatório térmico e baterias para acumular a energia elétrica gerada para o consumo. O ideal seria que o sistema fosse utilizado em uma residência para uma família pequena, de preferência em uma região sem acesso as redes elétricas. O sistema deverá ser monitorado por um período de tempo maior, em condições de tempo diversas. 124 REFERÊNCIAS AGARWAL, R. K.; GARG, H. P. Study of a photovoltaic thermal system -thermosyphonic solar water heater combined with solar cells. Energy Conversion & Management, 1994, p. 605-620. AGRAWAL, S.; TIWARI, G.N. Performance evaluation of hybrid modified micro-channel solar cell thermal tile: an experimental validation. International Journal of Engineering, Science and Technology. Vol. 3, No. 1, 2011, p. 244-254, 2011. ANDERSON, T.N.; DUKE, M.; MORRISON, G.L.; CARSON, J.K. Performance of a Building Integrated Photovoltaic/Thermal (BIPVT) Solar Collector. Disponível em: . Acesso em: mar. de 2012. Atlas da Energia Solar. Aplicações. 42 p. Disponível em:. Acesso em: 04 de Jul. de 2011. BERGENE, T.; LOVVIK, O. M. Model calculations on a flat-plate solar heat collector with integrated solar cells. Solar Energy. Disponível em: . Acesso em: ago. de 2011. BUHLER, A.J. Determinação de parâmetros fotovoltaicos a partir de ensaios de curvas características sem iluminação. Disponível em: . Acesso em: out. de 2012. CHOW, T. T. Performance analysis of photovoltaic-thermal collector by explicit dynamic model. Solar Energy, 2003, p 143-152. CRESESB/CEPEL. Energia Solar – Princípios e aplicações, 2004. 38 p. Disponível em: . Acesso em: 20 de Jul. 2011. 125 DUFFIE, J. A.; W. A. BECKMAN. Solar engineering of thermal processes. 4ª Edição. (New Jersey): Published by John Wiley & Sons, Inc., Hoboken, New Jersey, 2013. GALDINO, Marco Antônio. Análise de custos históricos de sistemas fotovoltaicos no Brasil. IV Congresso Brasileiro de Energia Solar e V Conferência Latino-Americana da ISES – São Paulo, 18 a 21 de setembro de 2012. FLORSCHUETZ, L. W. Extension of the Hottel-Whillier Model to the Analysis of Combined Photovoltaic/Thermal Flat Plate Collectors. Solar Energy, 1979. p 361-366. INCROPERA, F. P.; DE WITT, D. P. Fundamentos de transferência de Calor e de massa. 5ª edição. LTC. 2003. 698 p. INMETRO/PBE. Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE). Disponível em: . Acesso em: 02 de set de 2012. KUNNEMEYER, R.; DUKE, M.; ANDERSON. T.N.; CARSON, J.K. Development of a Low Cost Photovoltaic/Thermal Solar Concentrator for Building Integration (BIPVTC). Solar 2011, the 49th AuSES Annual Conference 30th November -2nd December 2011. M.L.M.R.P, RICARDO. Avaliação da Viabilidade de Coletores Híbridos Fotovoltaicos e Térmicos para Aplicação ao Aquecimento de Águas e Micro Geração de Eletricidade. Disponível em: . Acesso em: set. de 2011. MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MME. Energia no mundo - Matriz energética do BR e Mundo (%): Balanço Energético Nacional - BEN, 2008 a. Relatório. NASCIMENTO, MAURO.A.P. Avaliação de qualidade de energia de um sistema fotovoltaico numa rede elétrica. Disponível em: . Acesso em: 10 abr. de 2014. 126 NUALBOONRUENG, T.; TUENPUSA, P.; YURI, U.,; AKISAWA, A. Field Experiments of PV-Thermal Collectors for Residential Application in Bangkok. Energies 2012. Disponível em: . Acesso em: fev. de 2012. TRIPANAGNOSTOPOLOUST, Y.; NOUSIA, T.; SOULIOTIS, M., 2001. Test results of air cooled modified PV modules. 17th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Munich. WOLF, M. Performance Analyses of Combined Heating and Photovoltaic Power Systems for Residences. Energy Conversion, 1976. p 79-90. Disponível em: . Acesso em: out. de 2012. VALLÊRA, A.M.; BRITO, M.C. Meio século de História Fotovoltaica. Gazeta de Física. Vol. 29, 2006. Disponível em: . Acesso em: Jan. de 2011. 25º BEEMG 2010. Balanço Energético do Estado de Minas Gerais. Disponível em: . Acesso em: 05 de jun. de 2011. ZANESCO, I.; MOEHLECKE, A.; SEVERO, T.C.; SANTOS, J.S.L.R.; ZENZEN, E.A.; EBERHARDT, D. Implementação e Análise de Sistemas Fotovoltaicos Autônomos. Coletânea de Artigos Energias Solar e Eólica. Vol. 2. CRESESB – CEPEL, 2005. p 37-47. ZONDAG, H. A.; DE VRIES, D.W.; VAN HELDEN, W.G.J.; VAN ZOLINGEN, R.J.C.; VAN STEENHOVEN, A.A. The thermal and electrical yield of a PV-thermal collector. Solar Energy, 2003. p 253-269. Disponível em: . Acesso em: 10 jul. de 2011. 127 APÊNDICE A – Montagem do painel fotovoltaico 6.1 Montagem do painel PV A sequência do procedimento para a construção do protótipo do coletor solar PVT são descritos abaixo: a) As fitas de contatos foram cortadas em pedaços com aproximadamente 16 (dezesseis centímetros de comprimento), sendo dois pedaços cada célula, existem células que utilizam três fios de contato para facilitar o manuseio das fileiras. O conjunto de 72 (setenta e dois) pedaços é mostrado na Figura A 1. Figura A 1 - Conjunto de fitas de contatos b) Aplicação de uma leve camada de liquido com a caneta de fluxo nas listas da célula para facilitar o processo e soldagem das fitas de contatos na parte superior da célula. O procedimento se repetiu para cada célula, conforme mostra a Figura A 2. 128 Figura A 2 - Soldagem das fitas nas células c) A primeira etapa do processo de soldagem é representada pelo conjunto de células com as fitas de contatos soldados na parte superior, de acordo com a Figura A 3. Figura A 3 - Conjunto de células com as fitas de contatos soldadas Convém ressaltar que devido à fragilidade das células, houve perda de algumas unidades. Entre os fatores que causaram a quebra dessas células deve-se à pequena resistência mecânica à compressão e à alta temperatura causada pelo ferro de solda. d) O início da segunda etapa do processo consistiu da soldagem das fitas de contatos superiores de uma célula aos pontos de contatos inferiores da célula seguinte interligando-as em série, formando pares conforme mostra a Fig. 20. 129 Figura A 4 - Soldagem das fitas aos pontos de contatos inferiores das células e) Após a soldagem das células em pares as mesmas foram soldadas duas a duas formando um arranjo de seis ligadas em série. Para facilitar o manuseio das fileiras de células, as mesmas foram presas com fita aderente de papel crepom com a finalidade de facilitar o manuseio do conjunto, de acordo com a Fig. 21. Figura A 5 - Conjunto de células interligadas formando fileiras de seis peças 130 f) O conjunto composto de seis fileiras de células foi interligado pelas fitas de contato das fileiras, com os fios de barramento posicionados nas laterais, ligando o positivo com o negativo das respectivas fileiras, conforme ilustrado na Fig. 22. Figura A 6 - Soldagem do fio de barramento Um diagrama do circuito elétrico do conjunto de células com as conexões soldadas no fio de barramento é mostrado na Figura A 7. 131 Figura A 7 – Diagrama do circuito elétrico do PV O filme EVA (acetato de etil vinila) é utilizado para proteger as células e melhorar a resistência mecânica do conjunto de células. O mesmo foi adquirido no comércio eletrônico, pois o mesmo é importado, Figura A 8. 132 Figura A 8 - Filme EVA Para fixação da película de EVA sobre as superfícies do arranjo formado pelas células foi necessário aquecer a mesma com aplicação de ar quente. O equipamento utilizado para aquecimento e aplicação do ar quente foi um instrumento de ar quente elétrico “soprador de ar” da marca “Instrutherm” que consegue prover ar quente na faixa de temperatura de 360°C a 480°C, conforme a Figura A 9. Figura A 9 - Instrumento de ar quente A terceira etapa do processo foi aplicação da película de filme EVA, na parte inferior das células de 0,5 mm de espessura. O processo de aplicação do EVA consistiu em colocar o conjunto de células já soldadas sobre uma superfície plana e fria estando a face das células viradas para baixo. A película de EVA foi cortada com as dimensões de largura e comprimento 133 maiores cerca de 20 mm do que as dimensões do conjunto formado pelas células. O conjunto de células antes e após a aplicação do EVA é mostrado na Figura A 10. Figura A 10 - Conjunto de células antes e após a aplicação do EVA Fonte: o autor A aplicação do ar quente sobre a película de EVA promove o derretimento da mesma sobre as células e adesão das mesmas no filme. Após a aplicação da película de EVA e derretimento da mesma foi necessário aguardar o resfriamento completo da mesma, até que ocorresse a solidificação da película, pois devido à alta temperatura, a mesma se torna pastosa e de difícil manuseio. Após a aplicação do EVA na superfície inferior das células foi aplicada uma camada de pasta térmica na superfície superior da placa de absorvedora do coletor, onde as células estão assentadas, cuja área corresponde a área do painel PV (i.e., o conjunto de todas as células), sendo inferior a área da placa absorvedora. A pasta térmica foi aplicada com uma espátula formando uma superfície lisa e regular de espessura aproximada de 1mm. A pasta térmica tem como função aumentar a transferência de calor das células do painel fotovoltaico para a placa absorvedora de calor, além de proteger os contatos inferiores das células. Logo após a aplicação da pasta térmica, o painel fotovoltaico foi cuidadosamente posicionado sobre a placa absorvedora com aplicação de uma leve pressão manual de forma que as células ficassem em perfeito contato com a superfície da placa absorvedora. Posteriormente, foi aplicada uma camada de EVA sobre a superfície superior das células, utilizando-se o mesmo processo descrito anteriormente. Ar quente foi soprado de forma regular sobre toda a superfície das células utilizando-se o mesmo soprador descrito anteriormente, visando evitar a formação de bolsas de ar entre o filme e as células. Os contatos elétricos laterais (fios de barramento) do PV foram protegidos com uma fita isolante térmica têxtil. 134 ̅̅̅̅) APÊNDICE B - Determinação do produto (𝝉𝜶 7.1 ̅̅̅̅) com o programa EES. Determinação do produto (𝝉𝜶 "Cálculo de Tau * Alpha" delta = -20 * sin(360 * ( 284 + n) / 365) "n = 212 + i. Dia do mês”. n =220 "Cálculo de theta, dia/hora" theta1 = /;(sin(delta) * sin(phi) * cos(beta) - sin(delta) * cos(phi) * sin(beta) * cos(gamma) + cos(delta) * cos(phi) * cos(beta) * cos(ômega) + cos(delta) * sin(phi) * sin(beta) * cos(gamma) * cos(ômega) + cos(delta) * sin(beta) * sin(gamma) * sin(ômega)) beta = 30 "Ângulo de inclinação com a superfície" gamma = 180 Ômega = 0 "Hora angular" phi = -20 "Latitude local" "Cálculo de theta2" n_1/ n_2 = (sin(theta_2)/sin(theta_1)) n_1 = 1 "Índice de refração do ar" n_2=1,526 "Índice de refração do vidro" r_per = (sin (theta_2 - theta_1) ^2) / (sin(theta_2 + theta_1) ^2) r_par = (tan (theta_2 - theta_1) ^2) / (tan(theta_2 + theta_1) ^2) "Cálculo tau" tau_r = ((1 - r_par) / (1 + r_par) + (1 - r_per) / (1 + r_per))/2 tau_a = exp( - (K*L) / cos(theta_2)) K = 16,2 "Constante de proporcionalidade do vidro" L =0,004 "Espessura do vidro" tau = tau_a * tau_r "Cálculo de tau*alpha" alpha_n = 0,9 Razalphas = 1 + 2, 0345 * 10 ^ (-3)* theta_1 - 1,990 * 10 ^ (-4)* theta_1 ^2 + 5,324 * 10 ^ (6) * theta_1^3 - 4,799 * 10 ^ (-8) * theta_1 ^4 135 alpha = alpha_n * Razalphas prodtaualpha_ab = 1,01 * tau * alpha prodtaualpha_Avg = 0,96 * prodtaualpha_ab 136 APÊNDICE C – Correção da incerteza expandida 8.1 Correções da incerteza expandida u95% da corrente elétrica (I). As correções da incerteza expandida para os valores da corrente elétrica I são mostradas na Figura C 1 com o polinômio de interpolação dos valores obtidos. Figura C 1 - Incerteza expandida - I = 1,5 e 2; 2,0 e 2,5. U95% U95% 0,095 0,07 0,085 U95% U95% 0,09 0,075 y = 0,02x + 0,05 0,08 0,075 0,065 0,06 0,055 0,07 0,05 (2,0 8.2 y = 0,02x + 0,03 I [A] 2,5) (1,5 2,0) I [A] Correção do padrão [I]. As correções do padrão são mostradas na Figura C 2 com os respectivos polinômios de interpolação das medições realizadas. 0,044 0,0435 0,043 0,0425 0,042 0,0415 0,041 0,0405 0,04 0,0395 0,041 y = 0,0037x + 0,0362 0,039 y = 0,0141x + 0,0117 0,037 Cc [A] Cc [A] Figura C 2 - Correções Cc - I = 1,5; 2,0 e 2,0; 2,5 [A] Cc [A] 0,035 0,033 0,031 Cc [A] 0,029 0,027 0,025 (2,0 I [A] (1,5 2,5) Fonte: o autor I [A] 2,0) 137 8.3 Correções da incerteza expandida u95% dos sensores de temperatura. A correção da incerteza expandida das temperaturas é mostrada nas figuras apresentadas abaixo, para as medições das temperaturas realizadas com os respectivos polinômios de interpolação. Figura C 3 - Incerteza expandida T = 25; 30 e 30; 35 [°C] 0,16 0,13 U95%=-0,05 + 0,006·T U95%=0,01 + 0,004·T 0,125 U95% [°C] U95% [°C] 0,15 0,14 0,12 0,115 0,13 30 31 32 33 34 0,11 25 35 26 27 T [°C] 28 29 30 44 45 T [°C] Figura C 4 - Incerteza expandida T = 35; 40 e 40; 45 [°C] 0,18 0,2 U95%=0,02 + 0,004·T U95%=0,02 + 0,004·T 0,195 U95% [°C] U95% [°C] 0,175 0,17 0,165 0,16 0,155 35 0,19 0,185 0,18 36 37 38 T [°C] 39 40 0,175 40 41 42 43 T [°C] 138 Figura C 5 - Incerteza expandida T = 45; 50 e 50; 55 [°C] 0,22 0,24 U95%=0,02 + 0,004·T U95%=0,02 + 0,004·T 0,215 U95% [°C] U95% [°C] 0,235 0,23 0,21 0,205 0,225 0,2 0,22 50 51 52 53 T [°C] 54 55 0,195 45 46 47 48 T [°C] 49 50